Введение
Повышение экономичности энергоустановки при отпуске тепловой энергии потребителям из отбора турбины вместо отпуска его из котельной является очевидным фактом, не вызывающим сомнений. На экономичность источника теплоснабжения влияют несколько структурных факторов его технологической схемы: наличие промперегрева пара на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ), включение в схему энергоблока испарителей, сушка топлива паром, предварительный подогрев воздуха паром из отборов турбины [2, 3, 5, 7, 8]. Повышение экономичности энергоустановки при отпуске тепловой энергии потребителям из отбора турбины вместо отпуска его из котельной является очевидным фактом, не вызывающим сомнений. Однако получаемая экономия оценивается с разной степенью точности.
В этой связи произведена оценка эффективности изменений в тепловой схеме паротурбинной установки источника теплоснабжения.
Аналитическая оценка эффективности промперегрева пара на ТЭЦ
Промежуточный перегрев пара приводит к снижению расхода теплоты на турбину. Одновременно снижается относительная эффективность теплоты отборов турбины, расположенных ниже промперегрева. Противоположное действие указанных факторов всегда затрудняло оценку эффективности промежуточного перегрева пара на ТЭЦ и выработку достаточно точных критериев для выбора теплофикационных турбин.
При изменении параметров отпускаемого пара или переходе с одного типа энергоустановки (индекс — 1) к другим (индекс — 2) при неизменном отпуске теплоты Qтп экономию топлива Δb можно вычислить по формуле:
где ΔB — экономия условного топлива, тонн; Qтп — количество отпущенной из отбора теплоты, ГДж; Δq — безразмерный относительный прирост расхода теплоты на конденсационную выработку электроэнергии; ηк — КПД нетто котлоагрегата в долях единицы; Kо.эф — коэффициент относительной эффективности теплоты отборов турбины при включении в её схему промежуточного перегрева пара.
По оценке [2, 7], экономия теплоты при введении промежуточного перегрева пара на ТЭЦ при отопительной нагрузке составляет 3–4%, на конденсационной электростанции (КЭС) — 4–7%.
Решим эту задачу, используя данное уравнение (1):
где ΔBт — экономия условного топлива, кг; δΔq — разность относительных приростов теплоты на выработку электроэнергии в конденсационном режиме без промежуточного перегрева пара и с перегревом; δKо.эф — изменение (разность) коэффициента относительной эффективности теплоты отборов турбины при включении в её схему промежуточного перегрева пара; Qотп — отпуск теплоты, ГДж; Э — выработка электроэнергии, МВт·ч.
Для конденсационного режима (в котором Qотп = 0) получим:
Поделив выражение (2) на (3), получим формулу для оценки эффективности промежуточного перегрева пара на ТЭЦ:
Для отборов турбин с параметрами 12,7 и 23,5 МПа, расположенных ниже промперегрева, отношение
δKо.эф/δΔq = 0,50–0,55,
причём меньшее значение соответствует отопительным отборам. Отношение
Qотп/(3,6Э) = 0–1,6,
причём максимальное значение соответствует режиму работы турбины по тепловому графику, с минимально возможным пропуском пара в конденсатор. Таким образом, значения отношения ΔBт/Δbк могут колебаться от 0,1–0,2 до 1,0 в зависимости от графика тепловых и электрических нагрузок турбины. Эту зависимость удобно представить графически, что показано на рис. 1.
Абсолютную экономию топлива за счёт введения промперегрева на ТЭЦ можно определить по выражению:
в котором значение ΔBк находят по формуле (3), а ΔBт/ΔBк — по рис. 1.
Руководствуясь предложенной простой и достаточно точной зависимостью (4) и рис. 1, можно сделать вывод о том, что эффективность промежуточного перегрева пара на ТЭЦ при постоянной электрической нагрузке снижается одновременно с увеличением тепловой нагрузки и достигает при работе по тепловому графику минимального значения при отопительной нагрузке 0,2 и при отпуске пара на производство 0,1, приняв эффективность промперегрева на КЭС равной 1,0. Иначе говоря, промежуточный перегрев пара на ТЭЦ, усложняя и без того достаточно громоздкую тепловую схему и конструкцию оборудования, может обеспечить весьма малую, практически неощутимую, экономию топлива, как правило, не более 0,15–1,5%.
С точки зрения экономии топлива может быть целесообразной организация промежуточного перегрева пара после промышленного отбора. Эффективность теплоты отбора при этом не уменьшится, а, наоборот, несколько увеличится за счёт снижения относительного прироста расхода теплоты на выработку электроэнергии или, в крайнем случае, останется неизменной, то есть δKо.эф = 0.
Тогда, согласно выражению (3), экономия топлива за счёт введения промежуточного перегрева пара на ТЭЦ и на КЭС будет одинаковой:
Анализ изменения экономичности энергоблока при включении испарителей
Для восполнения потерь пара и конденсата дистиллятом на ТЭС используют испарители, представляющие собой теплообменники поверхностного типа. Давление вторичного пара испарителей всегда меньше давления греющего пара. Поэтому пар, отбираемый на испарители из отбора турбины, частично или полностью не участвует в выработке энергии в следующих по ходу пара ступенях турбины.
Чтобы поддержать выработку электроэнергии на заданном уровне, необходимо дополнительно израсходовать топливо в количестве:
где Kо.эф и Kо.эф — коэффициенты относительной эффективности соответственно отбора турбины, из которого отбирают греющий пар для испарителей, и отбора, в который возвращается вторичный пар, температуре насыщения которого соответствует температура дистиллята испарителя (рис. 2); Qотп — расход отпущенной теплоты, ГДж/ч.
Расход отпущенной теплоты вычисляют по формуле:
Qотп = Dотб(iотб — tк)10–3,
где Dотб — расход греющего пара, т/ч; iотб и tк — энтальпия пара в отборе и конденсата в конденсаторе, кДж/кг.
Оценим, например, влияние шестиступенчатой испарительной установки на расход топлива. Примем следующие условия: параметры пара перед турбиной 8,8 МПа и 535°C, давление греющего и вторичного пара за шестой ступенью — 1,3 и 0,2 МПа (температура насыщения 191 и 120°C), соответственно, расход греющего пара — 100 т/ч, энтальпия греющего пара — 3120 и конденсата в конденсаторе 120 кДж/кг, КПД котлоагрегата — 87%, расход условного топлива на выработку электроэнергии — 100 т/ч.
По рис. 2 находим значения Kо.эф при соответствующих параметрах отборов Kо.эф и Kо.эф. Подставляя исходные данные в формулу (5), вычислим дополнительный расход топлива, требующийся при включении испарительной установки:
что составляет 2,7% принятого суммарного расхода топлива.
Если считать, что при подаче в испаритель 100 т греющего пара можно получить 400 т дистиллята, то в данном примере удельный расход топлива на подготовку дистиллята составит:
bдоп = 2700/400 = 6,75 кг/т.
При снижении параметров греющего пара испарителей расход топлива на приготовление дистиллята будет менее 6,75 кг/т. При включении в тепловую схему энергоблока испарителей удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию возрастёт на величину 5–10 г/( кВт·ч).
В принципе, испарительные установки заменяют другие установки, обычно используемые для приготовления химически обессоленной воды, и в них основным исходным материалом является топливо, но отсутствуют традиционные фильтрующие материалы и химические реагенты. Исходя из такой точки зрения, следовало бы расход топлива, связанный с подготовкой дистиллята, исключить из статьи «Расход топлива на производство» и перевести в статью «Вспомогательные материалы».
Заслуживает внимания и другая сторона этого вопроса. Правильно ли поступают, относя расход топлива для приготовления дистиллята только на один вид выпускаемой продукции — на электрическую электроэнергию?
Очевидно, нет. Ведь добавка дистиллята чаще всего необходима для восполнения невозвращаемого тепловыми потребителями конденсата. Поэтому соответствующую долю упомянутого перерасхода топлива следует относить к затратам на производство тепловой энергии.
Расчёт экономии топлива при его сушке паром
При сжигании влажного топлива имеют место потери теплоты на испарение влаги и на её нагрев до температуры уходящих газов, равные:
где q2H2O — дополнительные потери теплоты с уходящими газами при сжигании влажного топлива, %; ух — температура уходящих газов, °C; tокр — температура окружающей среды, °C; Wпр — приведённая влажность топлива, кг/МДж; 1,92 — теплоёмкость водяных паров при парциальном давлении в уходящих газах 20 кПа, кДж/(кг·К); 2360 — теплота парообразования воды при давлении 20 кПа, кДж/кг.
Если, например, сжигается мазут с приведённой влажностью 1,2 кг/МДж (Wp = 5%), то при разности температур ух — tокр = 100°C получим следующее.
При сушке топлива потери теплоты уменьшаются на величину:
где Δq2H2O — величина снижения потерь теплоты с уходящими газами за счёт предварительной сушки топлива, %; ΔWпр — уменьшение приведённой влажности за счёт сушки топлива, кг/МДж. Для сушки топлива паром расходуется топливо в количестве:
где Δbсущ.топл — доля топлива, расходуемого для снижения его влажности на ΔWпр сушкой паром, в процентах от всего сжигаемого топлива; ηк — КПД котлоагрегата нетто в долях единицы; Kо.эф — коэффициент относительной эффективности теплоты отбора турбины, из которого получают пар на сушку топлива; пар — температура водяных паров, удаляемых из топлива, °C.
Экономию топлива при его сушке паром из отборов турбины можно определить:
Приняв Δ пар = Δ ух и Δ ух — tокр = 100°C, получим в окончательном виде формулу для подсчёта экономии топлива при паровой сушке в процентах расхода топлива:
Простота этой формулы не означает её недостаточной точности, скорее наоборот, её использование (для принятых условий) позволяет быстро дать правильную оценку влияния сушки топлива паром, при этом исключая возможность появления методической погрешности, которая имеет место, например, в [6]. Допущенные в этой работе методические неточности носят принципиальный характер, поэтому о них следует упомянуть.
Очевидно, что использование (для одних и тех же целей) теплоты отборов всегда эффективней, чем использование теплоты сгорания топлива в котлоагрегате. В работе [6] методика оценки эффективности паровой сушки топлива иллюстрируется (табл. 1) на примере бурого угля со следующими исходными данными: Qp = 3120 ккал/кг; Wp = 39%; Wпр = 12,5, а ΔWпр составляет 9,32 кг на 100 тыс. ккал.
Сопоставим результаты расчёта, представленные в табл. 1. В работе [6] были допущены следующие неточности: потери теплоты в котлоагрегате, связанные с испарением влаги, вычислены по формуле потерь теплоты с уходящими газами, которая учитывает только нагрев водяных паров, но не учитывает теплоту парообразования влаги топлива; ошибочно принято, что использование пара из отбора турбины на собственные нужды энергоблока (сушка топлива) при прочих равных условиях создаёт экономию топлива (на самом деле при отборе пара из турбины снижается мощность на выводах генератора, и для её восстановления необходимо увеличить расход топлива на энергоблок, но не уменьшить).
Экономия топлива при сушке его паром возникает как совокупность неоднозначного действия двух упомянутых факторов.
Влияние предварительного подогрева воздуха паром из отборов турбины на экономичность энергоблока
Предварительный подогрев воздуха в калориферах котла повысит экономичность энергоблока, если дополнительно внесённой с горячим воздухом в топку котла (полезно использованной) теплоты будет больше, чем необходимо подать дополнительно в турбину в связи с отпуском теплоты из её отборов на калориферы.
Поэтому условием равноэкономичности схем (по затратам топлива) с подогревом и без подогрева воздуха в калориферах можно считать следующее равенство:
1 — Kо.эф = Kц, (6)
где Kц — коэффициент ценности (использования) теплоты [4, 8], поданной в котлоагрегат; 1 — Kо.эф — дополнительный расход теплоты на турбину, в долях расхода теплоты, отпускаемой из отбора турбины на калориферы.
Согласно [4] коэффициент использования теплоты, подводимой к воздухоподогревателю, не превышает значения 0,2. Такой же результат получается на основании экспериментальных данных [22] при неизменном состоянии поверхностей нагрева воздухоподогревателя в период эксперимента.
Коэффициент ценности теплоты Kц можно достаточно точно вычислить по формуле:
где Δtгв — приращение температуры горячего воздуха при предварительном подогреве холодного воздуха на величину Δtхв; β — отношение расхода воздуха, поданного в воздухоподогреватель, к расходу воздуха, вышедшего из него (учитывает утечки воздуха и его переток в уходящие газы); kΔC — отношение теплоёмкостей горячего и холодного воздуха (для типовых котлоагрегатов отношение kΔC/β = 1,03).
Значения β находятся в пределах αух ≥ β ≥ 1,0. Наиболее вероятные значения β составляют 1,1–1,2.
Согласно [5] при изменении температуры воздуха перед воздухоподогревателем на 60°C температура горячего воздуха изменяется примерно на 6°C, что соответствует значению коэффициенту ценности теплоты:
которое в два раза меньше вышеупомянутых более достоверных данных. Кроме того, в работе [5] на основании относительно сложных расчётов сделан вывод, что «равная экономичность ТЭС с калориферами или без них, может быть достигнута лишь при снижении коэффициента ценности теплоты ξ примерно до 0,2».
В работе [3] указывается, что «условию равной экономичности соответствует значение коэффициента ценности теплоты ξ = 0,25–0,3».
Приведённые литературные данные свидетельствуют об отсутствии единого мнения и научно обоснованной методики оценки эффективности подогрева воздуха в калориферах котлоагрегата.
В основу такого метода можно положить формулу (7), которая в неявном виде представляет собой отношение полезно используемой ко всей подведённой к калориферу теплоте, а также формулу (6), учитывающую изменение экономичности турбоагрегата при отпуске теплоты из его отборов, в частности, на подогрев воздуха в калориферах.
При включении калориферов в работу температура горячего воздуха увеличивается на величину Δtгв по двум причинам (рис. 3):
- во-первых, вследствие повышения температуры холодного воздуха Δtгв;
- во-вторых, вследствие улучшения эксплуатационного состояния поверхностей нагрева воздухоподогревателя, приводящего к возрастанию теплопередачи от уходящих газов к воздуху Δtгв.
Эффект от дополнительного нагрева воздуха Δtгв с полным основанием можно считать зависимым от подвода теплоты к калориферу, в связи с чем его следует учитывать при определении коэффициента ценности (использования) теплоты Kц. Поэтому можно считать достижимыми значения Kц > 0,3.
Для подогрева холодного воздуха до 65–70°C необходимо иметь температуру пара порядка 100°C [1] из отборов турбины, для которых 1 — Kо.эф = 0,3–0,35. По условию равноэкономичности (6) необходимо обеспечить достижение значения коэффициента ценности теплоты в воздухоподогревателе Kц = 0,3–0,35.
По формуле (7) вычислим, насколько же должна повыситься температура горячего воздуха при подогреве холодного воздуха на 60°C, чтобы соблюсти указанное выше условие равноэкономичности:
Заметим, что отношение Δtгв/Δtгв = 0,39.
Выводы
Использование пара последних двух отборов турбин для подогрева воздуха, очевидно, нецелесообразно из-за недостаточного температурного напора между греющей и нагреваемой средами. Исходя из вышеизложенного равноэкономичными условиями можно считать достижение значения коэффициента использования внесённой в калорифер теплоты, равного 0,30–0,35 с учётом улучшения эксплуатационного состояния воздухоподогревателя. Коэффициент использования подведённой теплоты достаточно точно может быть определён по изменению температуры горячего воздуха, подаваемого в котёл, то есть без обычно принятого, сравнительно трудоёмкого определения изменения потерь теплоты с уходящими газами при подогреве холодного воздуха. Критерием эффективности (по экономии топлива) подогрева холодного воздуха в калориферах котла паром из отборов турбин можно считать соблюдение неравенства Δtгв1 > 0,35Δtгв2. С точки зрения экономии топлива может быть целесообразной организация промежуточного перегрева пара после промышленного отбора. Эффективность теплоты отбора при этом не уменьшится, а наоборот несколько увеличится за счёт снижения относительного прироста расхода теплоты на выработку электроэнергии или, в крайнем случае, останется неизменной, то есть δKо.эф = 0. Тогда, согласно выражению (3), экономия топлива за счёт введения промежуточного перегрева пара на ТЭЦ и на КЭС будет одинаковой. Разработанный коэффициент относительной эффективности использования теплоты пара любого отбора турбины (означающий экономию подведённой к турбине энергии в долях отпускаемой потребителю теплоты) является только функцией теплоперепадов в соответствующих отсеках турбины и не зависит от КПД турбины в отличие от известных более сложных и менее точных методов оценки ценности теплоты. На его основе разработаны методы расчёта экономии топлива, получаемой при переходе от раздельного к комбинированному способу производства энергии и рационализации тепловых схем электростанций.
