Направления повышения эффективности работы ТЭЦ | Статья в журнале «Молодой ученый»

Отправьте статью сегодня! Журнал выйдет 13 марта, печатный экземпляр отправим 17 марта.

Опубликовать статью в журнале

Авторы: ,

Рубрика: Технические науки

Опубликовано в Молодой учёный №44 (334) октябрь 2020 г.

Дата публикации: 31.10.2020

Статья просмотрена: 54 раза

Библиографическое описание:

Сафронов, П. Г. Направления повышения эффективности работы ТЭЦ / П. Г. Сафронов, Д. Н. Пименов. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2020. — № 44 (334). — С. 15-18. — URL: https://moluch.ru/archive/334/74604/ (дата обращения: 28.02.2021).



Направления повышения эффективности работы ТЭЦ

Сафронов Павел Григорьевич, кандидат технических наук, доцент;

Пименов Дмитрий Николаевич, студент магистратуры

Забайкальский государственный университет (г. Чита)

В статье авторы рассматривают основные направления по повышению эффективности ТЭЦ.

Ключевые слова : Эффективность, турбина, котельный агрегат, сетевые подогреватели, присосы, износ.

Российская Федерация является самой крупной страной в мире. В состав энергетики в основном входят:

  1. ТЭС 67 %.
  2. ГЭС 20 %.
  3. АЭС 12 %.
  4. Солнечная энергетика 1 %.
  5. Ветроэнергетика менее 1 %.

На рисунке 1 показана структура энергетики по данным [1].

Структура энергетики РФ

Рис. 1. Структура энергетики РФ

Как видно из рисунка, самая существенная доля в балансе энергосистеме по установленной мощности имеют тепловые электростанции. С одной стороны, простота конструкции и обработанность технологий эксплуатации и ремонта, а с другой низкие капитальные затраты за единицу мощности.

Между тем, при, казалось бы, низких затратах и низкой себестоимости продукции при строительстве новых электростанций на ТЭС существует достаточно много технологических несовершенств, которые требуют вмешательства инженера.

Одним из таких примеров является оптимизация режимов работы ТЭЦ. При одних и тех же внешних воздействиях, таких как: температура наружного воздуха; нагрузка промышленного потребителя по пару и горячей воде; электрическая нагрузка, задаваемая диспетчером энергосистемы, существует оптимальное распределение нагрузок внутри ТЭЦ, при которых потребление топлива становится минимальным. Так в работе [2] показано, что оптимальное распределение нагрузок может позволить снизить потребление топлива на 1,5–3 %.

Изношенность основных фондов на большинстве электростанций и снижение уровня квалификации инженерного состава электростанций, в связи с изменением структуры образования и банальным уходом на пенсию старых высококвалифицированных кадров наталкивает на мысль про высокий потенциал снижения себестоимости продукции на ТЭЦ простыми способами.

Одним из способов повышения эффективности работы ТЭЦ является оптимизация тепловых потоков внутри станции. Они хорошо описаны в работах [3–9].

Оптимизация потоков внутри ТЭЦ, как правило сопряжена с существенными затратами ресурсов. Между тем можно мероприятия, направленные на оптимизацию тепловых потоков разделить на высокозатратные, низкозатратные и беззатратные.

Принципиально разделить затраты на ТЭЦ можно на: котельные агрегаты, турбины, вспомогательное оборудование. Основной проблемой в котельном агрегате являются повышенные присосы. Разделяя котельный агрегат на топку и газоход можно влияние присосов на экономичность различна. При наличие повышенных присосов в топку механизм снижения экономичности заключается в следующем:

  1. Для организации нормального горения требуется определенное соотношение топлива и воздуха. Избыток воздуха на выходе из топки для газовых котлов 1,05–1,15, для пылеугольных характерно 1,15–1,3.
  2. На выходе из топки поддерживается заданное соотношения топлива и воздуха, называемым содержанием кислорода в режимном сечении. При наличии присосов в топку, воздух начинает участвовать в горении.
  3. Снижается организованный расход воздуха в топку, при этом увеличивается температура уходящих газов, т. к. количество тепла, утилизируемого с уходящих газов, снижается.

При наличии присосов в газоход в основном эффективность котла падает за счёт увеличения затрат на тягодутьевые механизмы, т. к. увеличивается количество дымовых газов. Второе, более низкое влияние оказывает повышенный объём, разбавленный воздухом с более низкой температурой относительно температуры дымовых газов. Понижение температуры газов присасываемым воздухом вызывает снижение температурных напоров в хвостовых поверхностях нагрева, что в свою очередь снижает КПД котельного агрегата.

Основными проблемами на теплофикационных турбинах являются:

  1. Снижение относительного внутреннего КПД проточной части.
  2. Повышенные температурные напоры (недогревы) в подогревателях и конденсаторах турбин.
  3. Повышенные присосы в вакуумную систему.
  4. Износ концевых уплотнений.

Снижение внутреннего относительного КПД оказывает негативное влияние на экономичность паровой турбины. Электрическая мощность при определённом расходе острого пара можно найти из соотношения [10]:

, МВт, где

- расход пара, кг/с;

— располагаемый теплоперепад, кДж/кг;

— внутренний относительный КПД;

— электромеханический КПД.

При снижении внутреннего относительного КПД при сохранении электрической нагрузке придётся увеличить расход пара на турбину, что вызовет увеличение расхода топлива, т. к. его можно найти из соотношения:

, МВт, где

— энтальпия острого пара, кДж/кг;

- энтальпия питательной воды, кДж/кг;

— расход топлива, кг/с;

— теплота сгорания топлива, кДж/кг;

— КПД котельного агрегата.

Как видно, изменение расхода пара вызывает пропорциональное изменение расхода пара. При этом следует отметить, что основным экономическим показателем по турбине является удельный расход тепла на выработку электроэнергии. При анализе эффективности работы турбины можно попасть в «ловушку», если не корректно учитывать особенность теплофикационных турбин, а именно не зависимость теплофикационного потока от внутреннего относительного КПД. Это связано с тем, что паровые турбины типа «Р» не зависят от экономичности проточной части, что отмечено в [11]. Отсюда можно сделать вывод, что теплофикационные потоки слабо зависят от внутреннего относительного КПД и следует учитывать при определении экономичности удельную теплофикационную выработку [12].

Повышенные температурные напоры влияют на экономичность оборудования по-разному. Если рассматривать теплофикационную турбину, то наиболее критичным узлом для строгого контроля являются сетевые подогреватели. Повышенные температурные напоры снижают долю комбинированной выработки электрической энергии за счёт повышения давления в теплофикационном отборе.

Повышенные температурные напоры в сетевых подогревателях возникают в трёх случаях:

  1. Отглушение трубок ввиду их износа, тем самым снижая полезную площадь нагрева.
  2. Загрязнение трубок, ввиду не выдерживания параметров воднохимического режима в тепловых сетях.
  3. Эксплуатационное не выдерживание уровня конденсата в сетевом подогревателе, вызывающее проскок пара.

Одним из факторов влияющим на повышенные температурные напоры является присос в вакуумную систему. Особенностью поверхностных теплообменников является, то что при наличие воздуха в паровом пространстве происходит снижение коэффициента теплопередачи на 30–50 % [13]. Нельзя забывать, что многие теплофикационные турбины в своей системе имеют теплофикационные пучки, либо конденсатор используют в качестве сетевого подогревателя полностью.

Износ концевых уплотнений определяется по парению в районе турбин и повышенными присосами в вакуумную систему при максимальном повышении давления пара на уплотнение, при котором происходит уже обводнение масла.

Вспомогательное оборудование на ТЭЦ достаточно обширно и требует детального анализа и нормирования потоков потребления энергетических ресурсов. В основном технический анализ проводят крупных механизмов, потребляющих значительное количество тепла и электроэнергии, таких как: питательные электронасосы, тягодутьевые механизмы, циркуляционные насосы и др. Каждый из механизмов, как правило позволяет оптимизировать на него затраты.

Из вышесказанного можно выделить следующие направления повышения эффективности ТЭЦ в существующих ограничениях и рыночных условиях, которым следует отдать предпочтения:

  1. Оптимизация режимов работы ТЭЦ.
  2. Снижение присосов в котельные агрегаты.
  3. Повышение эффективности работы теплофикационных турбин, как за счёт оптимизации тепловых схем, так и оптимизации внутренних потоков тепла.
  4. Повышение эффективности теплофикационного комплекса.
  5. Оптимизация затрат на вспомогательное оборудование и системы.

Литература:

  1. https://ru.wikipedia.org/wiki/ %D0 %AD %D0 %BD %D0 %B5 %D1 %80 %D0 %B3 %D0 %B5 %D1 %82 %D0 %B8 %D0 %BA %D0 %B0_ %D0 %A0 %D0 %BE %D1 %81 %D1 %81 %D0 %B8 %D0 %B8 (дата обращения 09.10.2020)
  2. Problemele Energeticii regionale 3(35) 2017 pp. 25–32, Shchinnikov P. A., Borush O. V., Zykov S. V., Mikhaylenko A. I.
  3. Повышение эффективности систем теплофикации и теплоснабжения. Яковлев Б. В. автореферат Дисс. На соискание ученой степени доктора технических наук. Минск: БНТУ, 2004, 40 с.
  4. Оптимизация затрат при проектировании и эксплуатации тепловых схем и систем теплоснабжения потребителей. В. Р. Ведрученко, В. В. Крайнов, А. П. Стариков, Д. А. Мещеряков, П. В Петров. Промышленная энергетика № 2, 2013 с. 23–27
  5. Тепловые схемы ТЭС и АЭС. В. М. Боровков, О. И. Демидов, С. А. Казаров и др.; Под ред. С. А. Казарова. — СПБ.: Энергоатомиздат. Санкт-Петербургское отделение, 1995.- 392 с.: ил.
  6. Оптимизация параметров тепловых схем конденсационных и теплофикационных ПГУ с котлами-утилизаторами трех давлений // Девянин А. В., Цанев С. В., Буров В. Д. Энергосбережение и водоподготовка. 2009. № 1. С.23–27.
  7. К вопросу об оптимизации параметров мощных парогазовых энергоблоков // Буров В. Д., Сойко Г. В., Ковалев Д. А. Энергосбережение и водоподготовка. 2012. № 6. С.6–11.
  8. Термодинамические основы повышения эффективности работы теплоэлектроцентралей//Хортова О. А. Энерготехнологии и ресурсосбережение 2011 № 3 с. 22–27
  9. Баталова (Татаринова) Н. В. Повышение эффективности теплофикационных турбоустановок / Е. И. Эфрос, В. Ф. Гуторов, Л. Л. Симою, Б. Б. Калинин, Н. В. Баталова // Электрические станции. — 2003. — № 12. — С. 39–46
  10. Костюк А. Г., Фролов В. В., Булкин А. Е., Трухний А. Д. Паровые турбины Турбины Тепловых и атомных электрических станций Учебник для вузов. — 2-е изд., перераб. и доп.
  11. Под редакцией А. Г. Костюка, В. В. Фролова М.: Издательство МЭИ, 2001. — 488 с
  12. Сахаров А. М. Тепловые испытания паровых турбин М.: Энергоатомиздат, 1990. — 238 с.
  13. Методические указания по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования. РД 34.08.552–95
  14. Вспомогательное оборудование тепловых электростанций: Учебное пособие для вузов / Л. А. Рихтер, Д. П. Елизаров, В. М. Лавыгин. — М.: Энергоатомиздат, 1987. — 216 с
Основные термины (генерируются автоматически): внутренний относительный КПД, котельный агрегат, вакуумная система, вспомогательное оборудование, турбина, оптимальное распределение нагрузок, острый пар, проточная часть, сетевой подогреватель, электрическая нагрузка.


Задать вопрос