Теплофикация и тепловые сети. И тепловые
 Скачать 2.4 Mb.
|
|
ПкПс.к Для предварительных расчетов можно применить следующие значения КПД котельных и тепловых сетей, построенных в России до 1990 г.: ОПРЕДЕЛЕНИЕ УДЕЛЬНОЙ ЭКОНОМИИ ТОПЛИВА ПРИ ТЕПЛОФИКАЦИИ Во многих случаях представляет интерес определение ожидаемой экономии топлива, отнесенной к единице теплоты, отпущенной в тепловые сети. Использование этого показателя упрощает проведение технико-экономических расчетов на начальных стадиях проектирования. По аналогии с (1.36) удельная экономия топлива может быть представлена как сумма двух слагаемых Д6 = Д6Э + Д6Т, (1.43) где Д6Э — удельная экономия топлива за счет выработки электроэнергии ТЭЦ; Д6Т — удельная экономия или перерасход топлива за счет централизации теплоснабжения (см. (1.42)). При теплофикации в идеальном цикле Карно (см. рис. 1.1) удельная экономия теплоты топлива, затраченного на выработку электрической энергии, отнесенная к единице теплоты, отпущенной из отборов турбин, вышении начальных параметров пара на ТЭЦ растет удельная экономия теплоты топлива на выработку электрической энергии на ТЭЦ. Однако значение прироста удельной экономии топлива Д6Э на 1 К повышения уровня температуры подвода теплоты d7"0 уменьшается с повышением температуры подвода теплоты в цикле То. Кроме того, dA±>3 /dT0 больше при более высокой температуре Тт отвода теплоты из цикла. На рис. 1.7 показана зависимость d&.b3/dTQ = = /(Tq, Тл), подсчитанная по (1.45) при Го с = 300 к. Как видно из рис. 1.7, 6ДЬЭ/dT0 при Гт = 450 К больше, чем при Тх = 350 К. Несмотря на наличие необратимых потерь, отличающих условия работы реальных ТЭЦ и КЭС от идеальных, значения Д6Э, получаемые в настоящее время на действующих ТЭЦ, достаточно близки к значениям удельной экономии топлива, исчисляемой на основе (1.44). Удельная экономия топлива за счет концентрации производства теплоты на ТЭЦ и централизации теплоснабжения, кг/ГДж, определяется по формулам: при отнесении удельной экономг 1 ГДж теплоты, отданной абонентам, 34,1 f Пк,сПс.т ПКСПСД ^К^с.к при отнесении удельной экономи 1 ГДж теплоты, отпущенной от ТЭЦ в ловую сеть, Как уже было отмечено, экономия т лива в теплофикационных системах за с концентрации производства теплоты крупных ТЭЦ и соответствующего повы ния уровня централизации теплоснаб ния, т.е. ДЬТ > 0, будет возможна лишь в • восберегающий эффект, который мо; быть получен на крупных ТЭЦ, работ; щих на высоких и сверхкритических па метрах пара, с лихвой окупает издертк связанные с повышением уровня центра зации теплоснабжения. Оптимальный у вень централизации и повышения кони трации производства теплоты на ТЭЦ д жен определяться, исходя из конкреть условий. ОПТИМАЛЬНОЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ МЕЖДУ АГРЕГАТАК ПАРОТУРБИННОЙ ТЭЦ Такая задача часто возникает в условиях з плуатации ТЭЦ с установленным оборудова ем на различные начальные параметры в пер ды, когда тепловая нагрузка недостаточна : загрузки теплофикационных отборов всех т бин, а по условиям графика нагрузки все тур» ны должны находиться в работе и значительн долю электрической энергии приходится про водить конденсационным методом. Максимальная комбинированная вырабо! электрической энергии определяет наиболее в сокую тепловую экономичность ТЭЦ в цел только в случае, когда начальные и конечные параметры (температура конденсации) всех турбин одинаковы. Если же на ТЭЦ установлены турбины с различными начальными параметрами, то максимальная комбинированная выработка электрической энергии не всегда определяет наиболее высокую тепловую экономичность ТЭЦ в целом, так как передача всей тепловой нагрузки на теплофикационные турбины с наиболее высокими начальными параметрами с целью увеличения комбинированной выработки энергии приводит в рассматриваемых условиях к увеличению низкоэкономичной конденсационной выработки на турбинах с более низкими начальными параметрами. Условием наиболее высокой экономичности ТЭЦ с любым набором оборудования является минимальный расход условного топлива на отпуск заданного количества и качества (параметров) электрической энергии и теплоты. При одинаковых КПД всех работающих котлов, а также одинаковых внутренних относительных КПД отсеков турбин ниже патрубков отбора условием оптимального теплового режима ТЭЦ является минимальный расход эксергии на удовлетворение заданной тепловой нагрузки [104]: (Чу)ср= 1 -Гос/Гтср = тт, (1.48) где — коэффициент работоспособности отработавшей теплоты, отводимой в систему теплоснабжения; 7Т ср — средняя температура отработавшей теплоты, К; Тос — средняя температура отвода теплоты в окружающую среду, в данном случае из конденсатора турбоустановки, К. В том случае, когда у всех турбоустановок ТЭЦ То с = idem и для теплоснабжения используется только пар из отборов турбин, условию максимальной тепловой экономичности соответствует минимальная средняя температура насыщенного пара или, что тоже самое, минимальное среднее давление в отборе. При То с = idem и одинаковом давлении в отборах у всех турбоустановок ТЭЦ, но при разных температурах перегрева пара в отборах условию максимальной тепловой экономичности соответствует минимальная температура пара, используемого для теплоснабжения. При одинаковых значениях Гт у всех турбоустановок, но разных значениях То с, т.е. при разных температурах отвода теплоты из конденсатора, минимальное значение имеет место в турбоустаповке с наиболее высокой температурой конденсации. В первую очередь целесообразно использовать в этом случае отборы турбин, имеющих наиболее высокую температуру конденсации. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ГАЗОТУРБИННЫХ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ УСТАНОВОК Основное направление технического прогресса в теплоэнергетике в области превращения теплоты в работу заключается в повышении средней температуры подвода теплоты в теплосиловой цикл и в снижении средней температуры отвода теплоты из цикла. Условия практической реализации этих основных направлений энергетического прогресса в значительной мере зависят от вида применяемых энергоносителей. При широко применяемом в теплоэнергетике в качестве энергоносителя водяном паре сравнительно просто решается задача снижения температуры отвода теплоты из цикла при использовании для этой цели холодной циркуляционной воды или теплоносителя из обратного трубопровода тепловой сети. Однако при водяном паре как энергоносителе со значительно большими трудностями решается вторая задача — повышения средней температуры подвода теплоты в цикл, так как для повышения средней температуры подвода теплоты в паровой цикл необходимо повысить не только температуру, но и давление рабочего тела — пара. Поэтому каждая очередная ступень повышения начальных параметров пара в теплоэнергетике связана с решением очередной металлургической проблемы — созданием нового высокопрочного, температуростойкого конструкционного металла для изготовления котлов и турбин. Не случайно, что за весь XX в. средняя температура подвода теплоты в цикл паросиловых установок повышена только на 68 К с 590 К, что соответствует начальным параметрам теплосиловых установок в начале XX в. (9,0 МПа и 535 °C), до 658 К, что соответствует начальным параметрам 24 МПа и 540/540 °C в настоящее время. Одним из путей, способствующих совершенствованию циклов превращения теплоты в работу, является использование энергоносителей в соответствии с их физическими свойствами. Газ — один из энергоносителей, существенно упрощающий задачу повышения средней температуры подвода теплоты в теплосиловой цикл, так как повышение температуры газа не связано с повышением его давления. Однако при использовании газа усложняется решение второй задачи технического прогресса — снижения температуры отработавшей теплоты, отводимой из цикла, что требует увеличения степени изменения давления в компрессоре и в турбине; последнее вызывает повышенные внутренние потери в этих машинах из-за неизоэн- тропности процессов сжатия и расширения. Одно из оптимальных решений задачи заключается в применении парогазовых установок, в которых для реализации высокотемпературной части цикла используется газ, а низкотемпературной — водяной пар. Однако независимо от парогазовых установок на практике находят применение газотурбинные теплофикационные установки, в которых снижение температуры отработавшего газа, отводимого из цикла, достигается вследствие увеличения степени изменения давления в компрессоре и в турбине и в которых в полной мере проявляются внутренние потери, связанные с неизоэн- тропностью этих процессов. Поэтому самостоятельный интерес представляет определение целесообразной области использования газотурбинных теплофикационных установок в современных условиях. Тепловую экономичность газотурбинных теплофикационных установок достаточно полно характеризуют три основных показателя: удельная выработка электриче- электрической энергии Т]’ и теплоты г^. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА УСТАНОВКИ На рис. 1.8 приведена принципиальная схема газотурбинной теплофикационной установки, а на рис. 1.9 ее рабочий цикл в Т, ^-диаграмме. Соотношение массовых расходов рабочего тела через компрессор и турбину этой установки определяется на основе молекулярного баланса процесса горения метана СН4 + 2О2 = СО2 + 2Н2О, (1.49) из которого выводится соотношение массовых расходов кислорода и метана в камере сгорания Гб = 4- (L50) Долевое содержание кислорода в окружающем воздухе составляет 23 %, поэтому соотношение массовых расходов воздуха и метана в камере сгорания Соотношение массовых расходов рабочего тела через воздушный компрессор и газовую турбину Чурб 17,3 + 1 В дальнейших расчетах принят одинаковый массовый расход рабочего тела через компрессор и турбину, т.е. М = 1, что обеспечивает некоторый запас в расчете. При М = 1 учитываются затраты энергии на сжатие не только воздуха, но и газа, поступающего в камеру сгорания. КПД ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ КПД выработки электроэнергии в теплофикационной газотурбинной установке определяется на основе следующего исходного уравнения: ’Необходимые пояснения и комментарии к неописанным в нодрисуночных подписях точках приводятся в тексте книги где /т — удельная выработка электрической энергии в турбогенераторе; /к — удельная затрата электроэнергии в компрессоре; <укс — удельные затраты теплоты топлива в камере сгорания; с/гп — удельный отвод теплоты из теплофикационного подогревателя на теплоснабжение. Все удельные показатели в уравнении (1.53) относятся к единице (1 кг) массового расхода рабочего тела. На основе (1.53) выводится выражение для расчета КПД выработки электроэнергии в газотурбинной теплофикационной установке Пг = 11к.с —  где Гр Т3, Т5 — температуры рабочего тела на входе в компрессор, в турбину и на выходе из теплофикационного подогревателя, К; < и Т)о, — внутренние относительные КПД турбины и компрессора; r|jM и т)^м — электромеханические КПД турбины и компрессора; Икс — КПД камеры сгорания; Тт = Т'4/Т2 — относительное изменение температуры рабочего тела в турбине при изо- энтропном расширении; Т'4 — температура рабочего тела на выходе из турбины при изоэнтропном расширении, К; тк = 7\ / Т2 — относительное изменение температуры рабочего тела в компрессоре при изоэнтропном сжатии; Т2 — температура рабочего тела на выходе из компрессора при изоэнтропном сжатии, К. Связь между относительным изменением температуры и относительным изменением давления определяется выражением т = п(А-1)/* (, .55) 37 |