Экономические показатели КЭС



Мы поможем в написании ваших работ!


Мы поможем в написании ваших работ!



Мы поможем в написании ваших работ!


ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?

Экономические показатели КЭС



Принято экономичность работы ТЭС оценивать расходами теплоты и топлива на выработку энергии и коэффициентами полезного действия, которые разделяют на КПД брутто ηс, в котором не учитывается расход энергии на привод механизмов собственных нужд, и КПД нетто - с учетом расхода теплоты и электроэнергии на собственные нужды.

Коэффициент полезного действия КЭС ηс – это отношение количества выработанной на станции электроэнергии Wэ к количеству теплоты, полученной от сжигания топлива, затраченного на выработку Wэ.

(3.1)

где Wэ – выработанная на станции электроэнергия;

В – расход топлива, кг/с;

- низшая теплота сгорания топлива;

Qс – теплота, подведенная топливом, кДж/кг.

Если известны КПД котла ηк и турбоустановки ηту, то КПД электростанции

ηс = ηкηтуηтр, (3.2)

где ηтр – КПД теплового потока, учитывающий потери теплоты при движении пара от котла к турбине (ηтр = 0,98…0,99).

В соответствии со вторым законом термодинамики КПД электростанции меньше 100 %. Основная часть подведенной теплоты (около 50 %) теряется в холодном источнике – конденсаторе турбины. Вторыми по величине (5…10 %) на КЭС являются потери теплоты в паровом котле, в том числе 6…8 % теряется с уходящими из котла дымовыми газами. Таким образом, наибольшее влияние на КПД электростанции оказывает КПД турбинной установки ηту. С учетом КПД генератора ηэ и ηту = ηt · ηoi выражение для КПД электростанции прнимает вид

(3.3)

Современные паровые котлы имеют КПД ηк = 0,90…0,95. Внутренний относительный КПД паровых турбин ηoi находится в пределах 0,86…0,88, механический КПД ηм = 0,97…0,99, а КПД генератора ηэ = 0,96…0,99. Учитывая, что КПД цикла Ренкина ηt для перегретого пара в лучшем случае равен 0,45…0,47, КПД электростанций ηс составляет 35…37 %, в некоторых случаях достигает 40…42 %.

КПД конденсационной электростанций нетто , учитывающий собственный расход энергии,

 

(3.4)

где эс.н – доля собственного расхода энергии электростанцией (эс.н = 0,04…0,06);

- электроэнергия, отпущенная потребителю.

Наряду с КПД, показателем тепловой экономичности конденсационной электростанции служит удельный расход теплоты.

или (3.5)

Если ηс = 0,35…0,37, то qс = 2,6…3,1. Для отдельных станций qс = 2,4…2,6.

Удельный расход топлива на выработку 1 кДж или 1 кВт·ч электроэнергии в кг/кДж или кг/(кВт·ч) определяется из соотношений

или (3.6)

Тепловую экономичность ТЭС принято оценивать расходом условного топлива ( = 29,3 МДж/кг). Тогда из (3.6) получаем расход условного топлива bу в кг/МДж или кг/(кВт·ч).

или (3.7)

В настоящее время на лучших ТЭС величина bу составляет 310…320 г/(кВт·ч).

Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ)

На ТЭЦ энергия топлива сначала используется для производства электроэнергии, а затем менее ценная теплота применяется для нужд теплофикации. В тех случаях, когда прилегающие к тепловым электростанциям районы должны потреблять большие количества теплоты, целесообразнее использовать комбинированную выработку теплоты и электроэнергии, что мы и имеем на теплоэлектроцентралях. ТЭЦ работают по теплофикационному циклу. Этот вид электростанций предназначен для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплотой. Являясь, как и КЭС, тепловыми электростанциями, они отличаются от последних использованием отработавшего в турбинах пара для нужд промышленного производства, а также для отопления, кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения. При такой комбинированной выработке электроэнергии и теплоты достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным энергоснабжением, т. е. выработкой электроэнергии на КЭС и получением теплоты в котельных. Поэтому ТЭЦ получили широкое распространение в районах (городах) с большим потреблением электроэнергии и теплоты. В настоящее время в России на ТЭЦ производится 25…35 % всей вырабатываемой электроэнергии.

Тепловая схема простейшей теплофикационной установки показана на рис. 3.1.

 

 

Рис. 3.1. Схема простейшей теплофикационной установки:

1 – котел; 2 – пароперегреватель; 3 – генератор; 4 – турбина;

5 – конденсатор; 6 – потребитель теплоты; 7, 8 – насосы

Охлаждающая вода под действием насоса 7 циркулирует по замкнутому контуру, в который включен потребитель теплоты.

Температура воды на выходе из конденсатора несколько ниже температуры конденсата, но достаточна для обогрева помещений. Конденсат забирается насосом 8 и после сжатия подается в котел 1. Охлаждающая вода нагревается за счет выделяющейся теплоты парообразования при конденсации пара и под напором, создаваемым насосом 7, поступает в отопительную систему 6. На выходе из отопительной системы охлажденная вода вновь поступает в конденсатор и в нем опять нагревается поступающим из турбины паром.

В теплофикационных установках используются турбины трех типов (табл. П1 приложения):

- с противодавлением р2 = 0,12…1,2 МПа;

- ухудшенным вакуумом р2 = 0,05…0,09 МПа;

- регулируемыми отборами пара.

Турбины с противодавлением относительно просты, малогабаритны и дешевы, но применяются редко, поскольку количество вырабатываемой электроэнергии зависит от тепловых потребителей, весьма нестабильных.

Турбины с ухудшенным вакуумом при отсутствии тепловых потребителей могут работать с расширением пара до глубокого вакуума, как конденсационные, но выработка электроэнергии у них тоже зависит от расхода теплоты.

Только турбины с регулируемыми отборами не имеют отмеченных недостатков и могут свободно изменять тепловую и электрическую нагрузки, т. е. работать по свободному графику. Они в основном и применяются на ТЭЦ (турбины типа ПТ имеют производственный и отопительный отборы пара, типа Т – только отопительный отбор).

Особенности технологической схемы ТЭЦ показаны на рис. 3.2. Части схемы, которые по своей структуре подобны таковым на КЭС на рис. 3.2 не показаны. Основное отличие заключается в пароводяном контуре.

При расширении в турбине часть пара с давлением ротб = 0,9…1,2 МПа отбирается и отводится в сетевой пароводяной подогреватель СП, через который сетевым насосом СН прогоняется вода, используемая для отопления зданий и других нужд городского хозяйства и промышленных предприятий.

На производство пар подается, когда вблизи станции имеются промышленные предприятия, которым требуется пар для технологических процессов. Количество отбираемого от промежуточных ступеней турбины пара определяется потребностью тепловых потребителей в горячей воде и паре.

Использование для теплофикации частично отработавшего пара из промежуточных ступеней турбины уменьшает количество пара, поступающего в ее конденсатор, и соответственно потери теплоты с циркуляционной водой. Всю теплоту, которая поступает со станции в теплофикационную сеть с горячей водой или паром, считают полезно отпущенной теплотой.

Термический КПД теплофикационного цикла ниже КПД соответствующего конденсационного цикла, так как конечное давление пара р2 значительно превосходит давление в конденсаторе паровой турбины, работающей по конденсационному циклу. При этом уменьшается количество теплоты, используемой полезно в паровой турбине, и увеличивается количество теплоты, уносимой охлаждающей водой в конденсаторе, в итоге – уменьшение термического КПД ηt.

 

 

Рис. 3.2. Технологическая схема теплофикационной установки:

ГРУ – генераторное распределительное устройство; Г – генератор; СП – сетевой пароводяной подогреватель; СН – сетевой насос; ПН – питательный насос

 

Термический КПД применительно к теплофикационному циклу не может служить полноценной мерой экономичности, поскольку не учитывает полезное использование потребителем той части теплоты, которая не превращается в работу, т. е. теплоты q2.

Для оценки экономичности теплофикационного цикла пользуются коэффициентом использования теплоты ηи, представляющим собой отношение всего количества полезно использованной теплоты Qотп и выработанной электроэнергии Wэ к подведенной теплоте Q1, полученной от сжигания топлива:

(3.8)

Коэффициент использования теплоты теплоэлектроцентралей составляет 65…70 %. Этот показатель характеризует общее использование энергии топлива на ТЭЦ. Экономичность работы ТЭЦ зависит от величины отбора на теплофикацию: с увеличеним отбора пара на теплофикацию и уменьшением количества пара, поступающего в конденсаторы теплофикационных турбин, КПД ТЭЦ возрастает. Наиболее экономичным режимом работы ТЭЦ является ее работа по графику теплового потребления при минимальном пропуске пара в конденсатор.

Так как режимы тепловых и электрических потребителей различны, то осуществление указанного режима ТЭЦ возможно только при ее параллельной работе с другими электростанциями энергосистемы – ТЭС и ГЭС.

Существенной особенностью ТЭЦ является повышенная мощность теплового оборудования по сравнению с электрической мощностью электростанции, что определяет относительно большой расход электроэнергии на собственные нужды по сравнению с КЭС.

Так как чаще всего ТЭЦ размещают в крупных промышленных центрах, то к ним предъявляют повышенные требования по охране окружающей среды. Для уменьшения вредных выбросов целесообразно использовать газообразное или жидкое топливо, а также высококачественные угли.

 



Последнее изменение этой страницы: 2016-08-12; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы!

infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 44.192.112.123 (0.006 с.)