Снижение потерь тепла на тепловых электростанциях. Реферат по основам энергосбережения. 1. виды тепловых электрических станций
 Скачать 34.5 Kb.
|
news__m21=600ВВЕДЕНИЕ Жизнь современного человека на Земле немыслима без использования энергии как электрической, так и тепловой. Большую часть этой энергии во всем мире до сих пор производят тепловые электростанции. На их долю приходится около 75 % вырабатываемой электроэнергии на Земле. А потому, вопрос снижения энергозатрат на выработку тепловой и электрической энергии далеко не праздный. Главной причиной потерь тепловой энергии является низкий коэффициент полезного действия (КПД) тепловых электростанций. В настоящее время износ энергетических установок на белорусских электростанциях составляет порядка 60 %, а темпы обновления основных фондов в энергетике отстают от темпов старения ранее введенных мощностей. По этой причине значительная часть основного оборудования уже отработала положенный срок эксплуатации. Оборудование крупных ТЭЦ и ГРЭС в Беларуси сегодня соответствует среднему зарубежному уровню 1980-х гг. КПД на наших конденсационных электростанциях составляет не более 40 % при полной загрузке энергоблоков, а при неполной загрузке он еще ниже. На электростанциях типа ТЭЦ в отопительный сезон и при полной загрузке энергоблоков КПД составляет примерно 80 %, в неотопительный сезон и при неполной загрузке энергоблоков – примерно 50 %. Значительная часть тепла теряется и в котлоагрегатах. В старых котлоагрегатах КПД составляет около 75 %. При их замене на новые, более совершенные котлоагрегаты КПД котельной части увеличивается до 80–85 %. Однако это не решает проблему снижения потерь тепловой энергии кардинально [4]. 1. ВИДЫ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ Основным назначением электрических станций является выработка электроэнергии для освещения, снабжения ею промышленного и сельскохозяйственного производства, транспорта, коммунального хозяйства и бытовых нужд. Другим назначением ТЭС является снабжение жилых домов, учреждений и предприятий теплом для отопления зимой и горячей водой для коммунальных и бытовых целей или паром для производства. Тепловые электрические станции (ТЭС) для комбинированной выработки электрической и тепловой энергии (для теплофикации) называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ), а ТЭС, предназначенные только для производства электроэнергии, называются конденсационными электростанциями (КЭС). КЭС оборудуются паровыми турбинами, отработавший пар которых поступает в конденсаторы, где поддерживается глубокий вакуум для лучшего использования энергии пара при выработке электроэнергии (цикл Ренкина). Пар из отборов таких турбин используется только для регенеративного подогрева конденсата отработавшего пара и питательной воды котлов. ТЭЦ оборудуются паровыми турбинами с отбором пара для снабжения промышленных предприятий или для подогрева сетевой воды, поступающей к потребителям для отопления и коммунально-бытовых нужд. Приблизительно с 50-х годов прошлого столетия на ТЭС для привода электрических генераторов начали применяться газовые турбины. При этом в основном получили распространение газовые турбины со сжиганием топлива при постоянном давлении с последующим расширением продуктов сгорания в проточной части турбины (цикл Брайтона). Такие установки называются газотурбинными (ГТУ). Они могут работать только на природном газе или на жидком качественном топливе. Эти энергетические установки требуют наличия воздушного компрессора, потребляемая мощность которого достаточно велика [2]. 2. ПРОБЛЕМЫ ТЭЦ Наряду с известными всем проблемами высокой степени износа оборудования и повсеместного применения недостаточно эффективных газовых паротурбинных блоков в последнее время ТЭЦ сталкиваются с еще одной, относительно новой угрозой снижения эффективности. Как ни странно, связана она с растущей активностью потребителей тепла в области энергосбережения. Сегодня многие потребители тепла приступают к внедрению мероприятий по экономии тепловой энергии. Эти действия в первую очередь наносят ущерб работе ТЭЦ, так как приводят к снижению тепловой нагрузки на станцию. Экономичный режим работы ТЭЦ – тепловой, с минимальной подачей пара в конденсатор. При снижении потребления отборного пара ТЭЦ вынуждена для выполнения задания по выработке электрической энергии увеличивать подачу пара в конденсатор, что ведет за собой увеличение себестоимости вырабатываемой электроэнергии. Такая неравномерная работа приводит к увеличению удельных расходов топлива. Кроме того, в случае полной загрузки по выработке электрической энергии и низкого потребления отборного пара ТЭЦ вынуждена производить сброс избытка пара в атмосферу, что также увеличивает себестоимость электроэнергии и тепловой энергии. Использование представленных ниже энергосберегающих технологий приведет к снижению расходов на собственные нужды, что способствует увеличению рентабельности ТЭЦ и увеличению контролирования расходов тепловой энергии на собственные нужды [3]. 3. ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫРАБОТКИ ЭНЕРГИИ 3.1 Мазутное хозяйство ТЭЦ Мазутное хозяйство включает: оборудование по приемке и разгрузке вагонов с мазутом, склад запаса мазута, мазутнасосную с подогревателями мазута, пароспутники, паровые и водяные калориферы. Объем потребления пара и теплофикационной воды для поддержания работы мазутного хозяйства значителен. На газомазутных ТЭС (при использовании пара на разогрев мазута без возврата конденсата) производительность обессоливающей установки увеличивается на 0,15 т на 1 т сжигаемого мазута. Потери пара и конденсата на мазутном хозяйстве можно разделить на две категории: возвратные и невозвратные. К невозвратным можно отнести пар, используемый для разгрузки вагонов при нагреве смешиванием потоков, пар на продувку паропроводов и пропарку мазутопроводов. Весь объем пара используемый в пароспутниках, подогревателях мазута, в подогревателях насосов в мазутных баках должен возвращаться в цикл ТЭЦ в виде конденсата. Типичной ошибкой организации мазутного хозяйства ТЭЦ является отсутствие конденсатотводчиков на пароспутниках. Различия пароспутников по длине и режиму работы приводят к различному съему тепла и образованию на выходе с пароспутников пароконденсатной смеси. Наличие же в паре конденсата может привести к возникновению гидроударов и, как следствие, выходу из строя трубопроводов и оборудования. Отсутствие управляемого отвода конденсата от теплообменников, также приводит к пропуску пара в конденсатную линию. При сливе конденсата в бак «замазученного» конденсата происходят потери пара, находящегося в конденсатной линии, в атмосферу. Такие потери могут составлять до 50% расхода пара на мазутное хозяйство. Обвязка пароспутников конденсатоотводчиками, установка на теплообменниках системы регулирования температуры мазута на выходе обеспечивает увеличение доли возвращаемого конденсата и снижение расхода пара на мазутное хозяйство до 30%. Для снижения расхода пара и величины потребления мазутным хозяйством электроэнергии возможен перевод на рециркуляцию мазута обратно в мазутный бак. По этой схеме можно производить перекачку мазута из бака в бак и разогрев мазута в мазутных баках без включения дополнительного оборудования, что приводит к экономии тепловой и электрической энергии. 3.2 Котельное оборудование К котельному оборудованию относятся энергетические котлы, воздушные калориферы, подогреватели воздуха, различные трубопроводы, расширители дренажей, дренажные баки. Заметные потери на ТЭЦ связаны с непрерывной продувкой барабанов котлов. Для уменьшения этих потерь на линиях продувочной воды устанавливают расширители продувки. Применение находят схемы с одной и двумя ступенями расширения. В схеме продувки котла с одним расширителем пар из последнего направляется обычно в деаэратор основного конденсата турбины. Туда же поступает пар из первого расширителя при двухступенчатой схеме. Пар из второго расширителя направляется обычно в атмосферный или вакуумный деаэратор подпиточной воды тепловой сети или в станционный коллектор (0,12—0,25 МПа). Дренаж расширителя продувки подводится в охладитель продувки, где охлаждается водой, направляемой в химический цех (для подготовки добавочной и подпиточной воды), и затем сбрасывается. Таким образом, расширители продувки уменьшают потери продувочной воды и увеличивают тепловую экономичность установки за счет того, что большая часть содержащейся в воде теплоты при этом полезно используется. При установке регулятора непрерывной продувки по максимальному солесодержанию увеличивается КПД котла, снижается объём потребляемой на подпитку химочищенной воды, тем самым достигается дополнительный эффект за счёт экономии реагентов и фильтрующих. С повышением температуры уходящих газов на 12-15 ⁰С потери тепла увеличиваются на 1%. Использование системы регулирования калориферов воздуха котлоагрегатов по температуре воздуха приводит к исключению гидроударов в конденсатопроводе, снижению температуры воздуха на входе в регенеративный воздухоподогреватель, снижению температуры уходящих газов. Согласно уравнению теплового баланса: Qp=Q1+Q2+Q3+Q4+Q5 Qp – располагаемое тепло на 1 м3 газообразного топлива; Q1 – тепло используемое на генерацию пара; Q2 – потеря тепла с уходящими газами; Q3- потери с химическим недожогом; Q4 – потери от механического недожога; Q5 – потери от наружного охлаждения; Q6 – потери с физическим теплом шлаков. На ТЭЦ с параллельными связями, возникают ситуации, когда необходимо отключения секций паропроводов с открытием дренажей в тупиковых участках. Для визуализации отсутствия законденсачивания паропровода приоткрывают ревизки, что ведет к потерям пара. В случае установки конденсатотводчиков на тупиковых участках паропроводов, конденсат, образующийся в паропроводах, организованно отводится в дренажные бакиили расширители дренажей, что приводит к возможности срабатывания сэкономленного пара на турбинной установке с выработкой электрической энергии. Так при сбросе трансфера 140 ати через одну ревизку, и при условии, что через дренаж поступает пароконденсатная смесь, величину пролета и потери, связанные с этим, можно рассчитать используя методику, основанную на уравнении Напьера, или истечении среды через отверстие с острыми кромками. При работе с открытой ревизкой неделю, потери пара будут составлять 938 кг/ч*24ч*7= 157,6 тонны, потери газа составят около 15 тыс. нм³, или недовыработка электроэнергии в районе 30 МВт. 3.3 Турбинное оборудование К турбинному оборудованию относятся паровые турбины, подогреватели высокого давления, подогреватели низкого давления, подогреватели сетевые, бойлерные, деаэраторы, насосное оборудование, расширители дренажей, баки низких точек. Обвязка системой регулирования подогревателей сетевой и сырой воды приведет к снижению количества нарушений графиков работы теплосети, и сбою в работе системы приготовления химочищенной (химобессоленой) воды. Нарушение графика работы теплосети приводит при перегреве к потерям тепла и при недогреве к упущению выгоды (продажа меньшего объема тепла, чем возможно). Отклонение температуры сырой воды на хим. цех, приводит: при снижении температуры – ухудшении работы осветлителей, при увеличении температуры – к увеличению потерь фильтрующих. Для снижения расхода пара на подогреватели сырой воды используют воду со сброса с конденсатора, благодаря чему тепло теряемое с циркуляционной водой в атмосферу используется в воде поставляемой в хим. цех. Система расширителей дренажей может быть одно- и двухступенчатая. При одноступенчатой системе пар с расширителя дренажей поступает в коллектор пара собственных нужд, и используется в деаэраторах и различных подогревателях конденсат обычно сбрасывается в дренажный бак или бак низких точек. При наличии на ТЭЦ пара собственных нужд двух разных давлений, используют двухступенчатую систему расширителей дренажей. При отсутствии регуляторов уровня в расширителях дренажей происходит проскок пара с конденсатом из расширителей дренажей высокого давления в расширитель низкого давления и далее через дренажный бак в атмосферу. Установка расширителей дренажей с регулированием уровня может привести к экономии пара и снижению потерь конденсата до 40% от объема пароконденсатной смеси дренажей паропроводов. При пусковых операциях на турбинах необходимо открытие дренажей и отборов турбины. В процессе работы турбины дренажи закрываются. Однако полное закрытие всех дренажей нецелесообразно, поскольку в связи с наличием в турбине ступеней, где пар находится при температуре кипения, а следовательно, может конденсироваться. При постоянно открытых дренажах пар через расширитель сбрасывается в конденсатор, что влияет на давление в нем. А при изменении давления в конденсаторе на ±0,01 ат при постоянном расходе пара изменение мощности турбины составляет ±2%. При работе ТЭЦ иногда возникают проблемы с нарушением воднохимического режима работы котлов из-за повышения содержания кислорода в питательной воде. Одной из причин нарушения воднохимического режима является снижение давления в деаэраторах из-за отсутствия автоматической системы поддержания давления. Нарушение воднохимического режима приводит к износу трубопроводов, увеличению коррозии поверхностей нагрева, и как следствие дополнительные затраты на ремонт оборудования. Также на многих станциях на основном оборудовании установлены узлы учета на основе диафрагм. Диафрагмы имеют нормальный динамический диапазон измерения 1:4, с чем связана проблема по определению нагрузок при пусковых операциях и минимальных нагрузках. Неправильная работа расходомеров приводит к отсутствию контроля над правильностью и экономичностью работы оборудования [5]. 4. ПУТИ СНИЖЕНИЯ ПОТЕРЬ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ Для значительного повышения КПД ТЭС практикуется применение парогазового цикла, т. е. внедрение на электростанциях парогазовых установок, за счет чего КПД тепловой электростанции можно увеличить до 75–80 % при условии использования отработанного пара паровой турбины для теплоснабжения. Если отработанный пар не используется для теплоснабжения, КПД не превысит 52 %. В таких установках кроме традиционной паровой турбины ставят еще и газовую. Недогоревший газ высокой температуры с газовой турбины поступает в паровой котел-утилизатор, где догорает, за счет чего увеличивается КПД всей энергоустановки. В Беларуси такие установки имеются на Оршанской ТЭЦ и Березовской ГРЭС. Однако на Березовской ГРЭС не удалось получить запланированный результат по причине установки ненадежных газовых турбин Николаевского завода (Украина). К настоящему времени введена в эксплуатацию парогазовая установка на Минской ТЭЦ-3 мощностью 230 МВт. На Лидской ТЭЦ имеется газотурбинная установка мощностью 25 МВт. Однако здесь также появились проблемы: на станции установлено оборудование различных поставщиков, что привело к его нестыковке в процессе пусконаладочных работ. Ведется также преобразование котельных в мини-ТЭЦ. В этих работах используются газотурбинные, газопоршневые двигатели и котлы-утилизаторы. Применение частотного электропривода позволяет существенно повысить КПД тепловых электростанций и котельных. Некоторые предприятия начали строить и вводить в эксплуатацию собственные газотурбинные ТЭС (ГТЭС) с котлом-утилизатором, что позволяет им обеспечить себя электроэнергией и теплом. В последнее время появляется возможность применения тепловых насосных установок с перепадом температур на выходе и входе до 40 С. Проводятся работы по использованию подземного тепла (геотермальных вод и грунта). Например, завершено бурение скважины глубиной 1,5 км с температурой подземной воды от 25 до 40 С в тепличном комбинате «Берестье». Эта вода будет использоваться для комплекса теплиц. Все эти мероприятия позволят уменьшить потери тепла и объемы потребления топлива в республике. Для повышения эффективности работы тепловых электростанций в последние годы стали активно применять турбодетандерные установки. В них используется потенциальная энергия газа с высоким давлением (примерно 1,2 МПа), поступающего из магистрального газопровода. Газ поступает в турбину турбодетандерной установки и вращает ротор, который соединен с ротором генератора. Таким образом вырабатывается дополнительная электроэнергия. Газ в турбодетандерной установке не сгорает, но отдает запасенную в магистральном газопроводе потенциальную энергию. На выходе турбодетандерной установки газ имеет низкое давление (примерно 0,1 МПа), далее путем дросселирования его давление уменьшается еще больше (примерно до 0,01 МПа), т. е. до давления, необходимого для подачи в паровой котел. Такие установки работают на Лукомльской ГРЭС и Минской ТЭЦ-4 (всего 4 установки общей мощностью 12,5 МВт). Установка мощностью 2,4 МВт введена в эксплуатацию и на Гомельской ТЭЦ-2 [4]. ЗАКЛЮЧЕНИЕ Основными источниками безвозвратных потерь пара и конденсата в пределах электростанции являются: а) котельная, где теряется пар на привод вспомогательных механизмов, на обдувку от золы и шлака, на грануляцию шлаков в топке, на распыливание в форсунках жидкого топлива, а также пар, уходящий в атмосферу при периодическом открытии предохранительных клапанов и при продувке пароперегревателей во время растопки котлов; б) турбоагрегаты, где имеют место непрерывные потери пара через лабиринтовые уплотнения и в воздушных насосах, отсасывающих пар вместе с воздухом; в) конденсатные и питательные баки, где происходят потери воды через перелив, а также испарение горячего конденсата; г) питательные насосы, где происходят утечки воды через неплотности сальниковых уплотнений; д) трубопроводы, где происходят утечки пара и конденсата через неплотности фланцевых соединений и запорной арматуры. Внутристанционные потери пара и конденсата на конденсационной электростанции (КЭС) и чисто отопительной ТЭС могут быть снижены до 0.25-0.5 % от общего расхода пара при условии реализации следующих мероприятий: а) замена, где только возможно, паровых приводов электрическими; б) отказ от использования паровых форсунок и обдувочных аппаратов; в) применение устройств для конденсирования и улавливания отработавшего пара; г) ликвидация всякого рода парения клапанов; д) создание плотных соединений трубопроводов и теплообменных аппаратов; е) борьба с утечками конденсата, излишними спусками воды из элементов оборудования и расходами конденсата на непроизводственные нужды; ж) тщательный сбор дренажей. Возмещение внутристанционных и внешних потерь конденсата может быть осуществлено несколькими способами, в том числе: а) химической обработкой исходной воды в тем, чтобы смесь конденсата с этой водой обладала необходимыми для питания котлов качественными показателями; б) заменой потерянного конденсата конденсатом такого же качества, полученного в паропреобразовательной установке (в этом случае пар отдается производственным потребителям не непосредственно из отбора, а в виде вторичного пара паропреобразователя); в) установкой испарителей, рассчитанных на выпаривание добавочной воды с конденсацией вторичного пара и получением высококачественного дистиллята [1]. Основные мероприятия для снижения энергозатрат ТЭЦ: Обвязка пароспутников конденсатоотводчиками; Установка на теплообменниках системы регулирования температуры мазута на выходе; Перевод рециркуляции мазута обратно в мазутный бак; Обвязка системой регулирования подогревателей сетевой и сырой воды; Установка расширителей дренажей с регулированием уровня; Обвязка дренажной системы турбины конденсатоотводчиками; Установка узлов учета [5]. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. М.С. Шкроба и Ф.Г. Прохорова "Водоподготовка и водный режим паротурбинных электростанций" за 1961 год. 2. Северянин В. С., Черников И.А., Горбачева М.Г. Основы энергосбережения. Курс лекций. – г. Брест, издательство БГТУ, 2003. – 54 с., 12 рис., 1 табл., 45 библ. 3. Ольшанский, А. И. Основы энергосбережения: курс лекций / А. И. Ольшанский, В. И. Ольшанский, Н. В. Беляков; УО «ВГТУ». – Витебск, 2007. – 223 с. ISBN 985-481-091-7 4. http://www.energetika.by/arch/ |