Энергетический баланс ТЭС и АЭС

⇐ ПредыдущаяСтр 7 из 16Следующая ⇒

Эффективность теплофикации оценивается прежде всего величиной экономии топлива при комбинированной ТЭЦ и АЭС по сравнению с раздельной (КЭС и РК) схеме производства электрической и тепловой энергии. Вместе с тем капиталовложения в комбинированную систему, вызванные удорожанием ТЭЦ (по сравнению с КЭС) и строительством магистральных тепловых сетей, всегда выше капиталовложений при раздельной схеме. Теплофикация эффективна в том случае, если величина указанной экономии топлива окупает вызванный перерасход капиталовложений.

Экономия топлива от теплофикации в энергосистеме оценивается по разности расходов топлива в ней при комбинированной выработке энергии на ТЭЦ и при раздельной выработке такого же количества электроэнергии на КЭС и теплоты в районной (заводской) котельной. При этом в реальных схемах теплоэнергоснабжения следует учитывать различие в КПД котлов и турбин ТЭЦ, КЭС и РК, изменение потерь в тепловых и электрических сетях вследствие изменения дальности транспорта энергии и ее расходов на собственные нужды источников. Обеспечение потребителей заданным количеством и качеством всех видов отпускаемой им энергии при всех режимах их работы вызывает необходимость создания в энергосистемах кроме ТЭЦ еще дополнительных тепловых и электрических установок.

Экономия топлива от комбинированной выработки энергии на ТЭЦ условно разделяется на две части: , где — экономия топлива, отнесенная на производство электрической энергии; —то же на выработку теплоты. В свою очередь, каждая из них определяется через разность фактических удельных расходов топлива при раздельной выработке и условно-расчетных удельных расходов на ТЭЦ при комбинированной выработке:

(3.1)

Здесь —выработка электроэнергии на ТЭЦ по теплофикационному и конденсационному режимам; —общий отпуск теплоты от ТЭЦ; — фактические удельные расходы топлива на выраоотку электроэнергии по конденсационному режиму на ТЭЦ и на замещаемой КЭС; —условно-расчетный удельный расход топлива на выработку электроэнергии на базе отпуска теплоты; — удельные расходы топлива по производству тепловой энергии на районной котельной и на ТЭЦ. При этом условно считается, что величина в_тэц не зависит от температуры и давления отдаваемого в сеть пара или горячей воды.

Вся неопределенность уравнений заключается в практической невозможности точного определения удельных показателей b_э.т, b_э.к- По методике МЭС их определяют путем отнесения всей экономии топлива от комбинирования производства электроэнергии и теплоты только на счет электроэнергии. Главной составляющей экономии топлива в энергосистеме здесь является произведение , определяемое как результат выработки электроэнергии без отвода теплоты холодному источнику.

По принятому методу определяется по разности энтальпий острого и отборного пара и оказывается примерно в два раза ниже удельного расхода топлива на замещаемых КЭС — . Например, для противодавленческих турбин ТЭЦ типа Р-50-130/13 принимают =1604-170 г/(кВт-ч), в то время как для крупных современных блоков КЭС типа К-800-240 значение = 320-350 г/(кВт-ч).

Значение теплофикационной выработки электроэнергии обычно представляют через произведение отпущенной теплоты на показатель у, называемый удельной выработкой электроэнергии на базе отпущенной теплоты, т. е. , откуда

(3.2)

где —полезная работа цикла; —отданная теплота в сети, приходящаяся на 1 кг острого пара.

Этот показатель зависит от термодинамического совершенства теплофикационного цикла, и чем он выше при заданном , тем больше и тем больше экономия топлива от теплофикации. Второе слагаемое учитывает перерасход топлива, связанный с производством в теплофикационных турбинах электроэнергии по неэкономичному конденсационному циклу (в ее конденсационном «хвосте»). Удельный расход топлива на этом режиме на ТЭЦ составляет = 420-=-450 г/(кВт-ч) и всегда выше, чем на замещаемых КЭС — . Причинами этого являются:

1) значительно более низкий КПД конденсационных турбин, где в зимнее время работает очень малое количество пара, поступающее туда только для вентиляции проточной части турбины, и в летнее время слишком большое его количество, работающее при худшем, чем на КЭС, вакууме;

2) параметры пара на ТЭЦ, как правило, более низкие, чем на замещаемых КЭС;

3) дополнительные потери работы пара в регулирующих органах и от меньшей единичной мощности теплофикационных турбин (особенно влияет сезонность отпуска теплоты от ТЭЦ).

В результате из уравнений следует два основных направления экономии топлива от теплофикации: 1) увеличение выработки электроэнергии на тепловом потреблении; 2) сокращение производства на ТЭЦ электроэнергии по неэкономичному конденсационному циклу. Эти направления реализуются путем выбора оптимальных конечных и начальных параметров пара на ТЭЦ, режима тепловых нагрузок, типа турбин и режима их работы, мощности и типа пиковых источников энергии. Вместе с тем условность отнесения главной экономии топлива от теплофикации только на выработку электроэнергии не позволяет правильно определить, где и когда образуется экономия топлива от комбинирования выработки электроэнергии и теплоты.

Отсюда следует вывод: экономия топлива от комбинирования производства электрической энергии в наибольшей степени зависит от эксергетического потенциала отдаваемой в сеть теплоты и величины эксергетических потерь на ТЭЦ и в котельных.

Трудность оценки эффективности работы ТЭЦ по сравнению с КЭС заключается в наличии двух неравноценных видов вырабатываемой энергии: теплоты и работы. Их неравноценность заключается в том, что из теплоты сгоревшего топлива можно получить работы в 2, 5— 3 раза меньше, чем величина химической энергии этого топлива, а теплоты для отпуска потребителям практически в том же количестве.

Вместе с тем существует два подхода в составлении показателей эффективности ТЭЦ и их циклов. Это так называемый балансовый метод, при котором не учитывается качественное различие разных видов энергии, и эксергетический метод.

Основными показателями эффективности ТЭЦ по балансовому методу ее оценки являются:

1) коэффициент использования теплоты топлива т]_к.и.т, равный отношению суммарного количества отпущенной энергии к израсходованной теплоте топлива:

(3.3)

2) электрический КПД ТЭЦ > равный отношению полученной электроэнергии к отнесенной на ее выработку теплоте топлива, при этом последняя считается как разность между всей теплотой сожженного на ТЭЦ топлива и отданной в тепловую сеть:

(3.4)

где — теплота, отнесенная на отпущенной в сеть теплоты.

Тепловые схемы ТЭС и АЭС

Схематическое изображение оборудования и связей между ним, представленное на рисунках в приложении достаточно наглядно. Но представление всех связей даже для схемы, показанной в приложении, вызывает немалые трудности. Поэтому, для изображения оборудования электростанции во всей его взаимосвязи по пару, конденсату, питательной воде используют тепловые схемы — графическое изображение отдельных элементов и трубопроводов с помощью условных обозначений. Привыкнув к условным обозначениям, легко прочитать даже самую сложную тепловую схему.

Принципиальная тепловая схема ТЭС и АЭС объединяет технологические схемы установок, входящих в систему ТЭС и АЭС, рассмотренных в предыдущих главах. Она включает в себя только основные установки — реакторную, парогенераторную, паротурбинную, конденсационную и конденсатно-питательный тракт. На принципиальную схему наносят основные трубопроводы, соединяющие установки в единую технологическую систему. На линиях стрелками указывают направление потоков пара и конденсата.

Независимо от числа основных и вспомогательных агрегатов на принципиальной тепловой схеме однотипное оборудование изображается только один раз, но со всеми последовательно включенными элементами. Например, при установке на АЭС нескольких турбин на принципиальной схеме изображают только одну. Трубопроводы указывают только одной линией по направлению основного потока независимо от числа параллельных потоков, без поперечных связей между трубопроводами к Отдельным агрегатам, если таковые существуют, и без трубопроводов вспомогательного назначения, например дренажных с дренажными баками, системы технической воды и др. Многочисленную арматуру, входящую в состав трубопроводов или установленную на самих агрегатах, также не наносят. Исключение составляют только главная запорная задвижка циркуляционного контура ВВЭР и арматура, имеющая принципиальное значение, например регулировочные вентили 21(рис. 3.1).

Принципиальная тепловая схема является основой для теплового расчета АЭС, для решения различных задач, например выдачи турбо – строительному заводу технического задания на проектирование новой машины, выбора мощности и параметров основных агрегатов, установления тепловой экономичности АЭС в условиях иного в сравнении с заводским расчетом вакуума в конденсаторе и др. Составленная для каждого из этих вариантов принципиальная схема подлежит предварительному расчету, на основе которого можно будет уточнить основные характеристики оборудования: наиболее экономичное распределение регенеративного подогрева по ступеням, число ступеней подогрева, давление в деаэраторе и др. Из перечисленных выше задач следует, что в основном расчет тепловой схемы и различные ее варианты относятся практически только к турбинной установке.

Рис. 3.1 - Тепловая схема паротурбинной части двухконтурной АЭС с реактором ВВЭР-440

1—блок стопорно-регулирующих клапанов; 2 —уплотнение штоков клапанов турбины; 3—уплотнения вала турбины; 4— ЦСД турбины; 5—сепаратор-промперегреватель; 6— ЦНД турбины; 7—подогреватели сетевой воды 8— конденсатор турбины; 10—конденсатный насос первой ступени; 11— основной эжектор; 12— эжектор уплотнений; 13— конденсатоочистка;

14— конденсатный насос второйступени; 15, 17—подогреватели; 16—питательный насос 18— деаэратор; 19—питательный насос с электроприводом; 20— ПВД; 21— регулятор давления; 22— коллектор пара собственных нужд; 23— БРУ-СН; 24— БРУ-К

На рис. 3.1 приведена принципиальная тепловая схема паротурбинной части двухконтурной АЭС с ВВЭР-440. На этой АЭС устанавливаются две турбины К-220-44, но так как тепловая схема принципиальная, то на рис. 3.1 показана только одна турбина. Хотя турбина имеет два двухпоточных ЦНД, на - рисунке показан только один поток одного ЦНД. Между ЦСД и ЦНД установлен сепаратор и двухступенчатый промперегреватель. У каждой турбины их по два, но на рис. 3.1 показан один, так как схема принципиальная; вторая ступень перегревателя питается свежим паром.

Турбинная установка имеет пять отборов пара из ЦСД (включая от бор после ЦСД) и три отбора пара из ЦНД, т. е. всего восемь отборов. Пар первого отбора в качестве греющего направляется в ПВД-3, в него же поступает и конденсат греющего пара промперегревателя второй ступени. Пар второго отбора поступает в качестве греющего пара в первую ступень перегревателя и в ПВД-2. Пар третьего отбора питает ПВД-1 и коллектор пара собственных нужд. От коллектора пара собственных нужд пар поступает через регулятор для поддержания постоянного давления в деаэратор, а также на пароэжекторную машину, установленную в машинном зале, на выпарные аппараты спецводоочистки (СВО) и др. К коллектору пара собственных нужд имеется резервный подвод пара из паропроводов свежего пара через БРУ собственных нужд (БРУ-СН). В деаэратор каскадом сливаются также конденсаты греющих паров ПВД. Выпар деаэратора в качестве рабочей среды поступает в эжекторы — основной и уплотнений. Отборный пар из четвертой ступени используется как греющий пар для ПНД-5 и для второй ступени подогревателя сетевой воды. Турбина К-220-44 работает на нерадиоактивном паре, поэтому подогреватели сетевой воды без промежуточного контура. Однако для большей радиационной безопасности давление в тепловой сети принимается большим, чем для греющего пара. Поэтому при неплотностях в теплообменной поверхности возможен переток воды только из тепловой сети в греющий пар, но не наоборот.

Пар из пятого отбора используется в качестве греющей среды для ПНД-4, а пар шестого отбора для ПНД-3 и для первой ступени подогревателя сетевой воды; пары седьмого и восьмого отборов подаются соответственно в ПНД-2 и ПНД-1. Конденсат греющих паров подогревателей сетевой воды каскадно сливается из второй ступени в первую и из нее в корпус ПНД-2. Конденсат из ПНД-5 сливается в ПНД-4 и из него затем заканчивается дренажным насосом в тракт конденсата. Аналогично выполнена схема слива дренажа и для ПНД-3 и ПНД-2, однако для повышения тепловой экономичности на сливе из ПНД-3 установлен охладитель дренажа. Конденсат греющего пара ПНД-1 через охладитель дренажа сливается в конденсатор. В конденсатор поступают пар после ЦНД и обессоленная добавочная вода. Образовавшийся конденсат после конденсатора проходит через охладители рабочего пара эжекторов (основного и уплотнений) и поступает на конденсатоочистку. Через конденсатоочистку проходит 100% расхода турбинного конденсата, но не 100% расхода пара на турбину, так как конденсаты греющих паров (за исключением ПНД-1) поступают непосредственно в конденсатно-питательный тракт.

Конденсат рабочих паров эжекторов сливается в конденсатор: непосредственно для основного эжектора и через дренажный бак с последующей закачкой в конденсатор для эжектора уплотнений.

При внезапной остановке турбины имеется возможность сброса свежего пара непосредственно в конденсатор через соответствующую БРУ, т. е. через БРУ-К.

⇐ Предыдущая 2 3 4 5 678 9 10 11 Следующая ⇒