Энергетическое обеспечение производства
Методическое пособие - Физика
Другие методички по предмету Физика
ю экономичность выработки электроэнергии. Возникающее внеплановые отклонения нагрузок распределяются между электростанциями и отдельными агрегатами. Таким образом, плановые и внеплановые изменения нагрузок потребителей вызывают работу значительной части энергетического оборудования в переменных режимах, включающих работу на пониженных нагрузках, полных остановках в конечные часы, перегрузку в период максимального потребления и др.
Одним из путей повышения экономии которая определяется в основном, котлом и зависит от его типа, конструкции котла, вида сжигаемого топлива. Барабанные котлы на газе или мазуте допускают снижение нагрузки до 20% от номинальной, а прямоточные, до 40-50%.
При частичных нагрузках в диапазоне 50-100% от номинальной экономичность энергоблока снижается в основном из-за уменьшения КПД турбоустановки. При снижении нагрузки менее 50% от номинальной существенно уменьшается КПД котла и относительно возрастает расход электроэнергии на собственные нужды.
Основными пусковыми характеристиками оборудования являются продолжительность пуска и расход топлива на пуск. Они зависят от пусковой схемы, исходного топливного состояния оборудования и его конструкции, параметров пара, способов пуска и останова. Расход топлива на пуск блока мощностью 300 МВт, может достичь 120-150 т.
В каждом графике нагрузки различают базовую, полупиковую (слабопеременную) и пиковую (резко переменную) части. В базовой части графика нагрузки работают наиболее экономичные ТЭС, АЭС и ГЭС в период сброса паводковых вод. Для этих электростанций использование максимума нагрузки составляет 6000 - 7500 ч. в год. Для агрегатов, покрывающих слабопеременную и пиковую части нагрузки, это число составляет соответственно, 2000-6000 и 500 - 2000 ч. в год. Причем, слабопеременная и пиковая части нагрузки с развитием электроснабжения увеличивают свой удельный вес, а отношение минимальной нагрузки Nmin к максимальной Nmax имеет тенденцию к снижению. В связи с этим возникла необходимость перевода в полупиковый режим существующих КЭС и ТЭЦ, ранее работавшие в базовой части. Но эти переводы не в состоянии обеспечить полностью покрытие переменного графика электрической нагрузки, и поэтому разработаны и вводятся в эксплуатацию специальные полупиковые и пиковые агрегаты, обладающие высокими маневренными характеристиками и способные выдерживать и выполнять любые графики нагрузок. Кроме того, используются другие способы покрытия пиков электрических нагрузок: использование резерва мощности и временных перегрузок паротурбинных блоков, работающих в режимах частых пусков и остановов; использование ГЭС, применения гидроаккумулирующих станций и др.
2.3.3 Показатели тепловой экономичности ТЭС
Экономичность работы ТЭС принято оценивать расходами теплоты и топлива на выработку энергии и коэффициентами полезного действия, которые разделяют на КПД брутто hс, в котором не учитывается расход энергии на привод механизмов собственных нужд, и КПД нетто hсн - с учетом расхода теплоты и электроэнергии на собственные нужды. Рассмотрим показатели тепловой экономичности конденсационных электростанций (КЭС) и теплоэлектроцентралей (ТЭЦ).
Конденсационные электростанции. КПД КЭС
hсн = Wэ / Qс = Wэ(В Qнр)
где В - расход топлива, кг;
Qнр - низшая теплота сгорания топлива Qс, кДж/кг;
Qс - теплота подведенная с топливом, КДж/кг.
Если известны КПД котла hк и турбоустановки hт.у., то КПД электростанции:
hс = hк hт.у.hтр
где hтр - КПД теплового потока, учитывающий потери теплоты при движении пара от котла к турбине (hтр = 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. Вторым по величине (5-10%) на 270С являются потери теплоты в паровом котле, в том числе 6-8% теряется с уходящими из котла паровыми газами.
В современных паротурбинах электростанциях КПД составляет 32-37%. В некоторых случаях достигает 42-43%.
КПД конденсационной электростанции нетто , учитывающий собственный расход энергии.
где Эсн - доля собственного расхода энергии электростанцией (Эсн=0,04-0,06); WЭотп - электроэнергия, отпущенная потребителю.
Наряду с КПД, показателем тепловой экономичности конденсационной электростанции служит удельный расход теплоты.
Если ?с=0,32 - 0,37, то qc = 2,7 - 3,1. Для отдельных станций qc= 2,4 - 2,6.
Из уравнения (2.13) можно найти удельный расход топлива на выработку 1 кДЖ или 1 кВТч электроэнергии в кг/кДж или кг/(кВтч).
или
В нашей стране принято оценивать тепловую экономичность ТЭС расходом условного топлива (QНР = 29,3 МДж/кг.), тогда из последних выражений получаем расход условного топлива вy в кг. (МДж или кг/(кВтч).
или
В настоящее время на лучших ТЭС величина вy cоставляет 310-330 г/(кВтч).
Теплоэнергоцентрали. На ТЭЦ энергия топлива используется сначала на производство электроэнергии, а затем менее ценная теплота применяется для нужд теплофикации. В этом случае в качестве холодного источника служат потребители теплоты. Несмотря на то, что температура отвода теплоты из цикла при этом возрастает, народнохозяйственный эффект по экономии топлива обеспечивается уменьшением числа котельных, в которых необходимо было бы сжигание топлива при раздельной выработке электроэнергии на КЭС и теплоты в котельных. Для ТЭЦ в качестве показателей теплов?/p>