Повышение эффективности комбинированного производства тепла и электроэнергии

В. Ф. Гуторов, канд. техн. наук,

Е. И. Эфрос, доктор техн. наук,

Л. Л. Симою, канд. техн. наук, ВятГУ-ВТИ

В  последние годы возникли трудности с использованием и развитием централизованного теплоснабжения от ТЭЦ. Для их анализа и формирования перспективной стратегии ВТИ с исполнителями в 1998 году разработали Концепцию РАО «ЕЭС России» технической и организационно-экономической политики в области теплофикации и централизованного теплоснабжения. Концепция обоснованно подтвердила – централизованное теплоснабжение от ТЭЦ в климатических условиях России должно и будет являться стабильным сектором энергетического рынка.

За рубежом при высоких ценах на топливо данные технологии также широко применяются и пользуются репутацией безопасного, надежного, экономичного и экологически привлекательного способа снабжения теплом населения.

Повышение эффективности теплоснабжения может быть достигнуто путем совершенствования технологии и оборудования ТЭЦ.

Для этого для действующих ТЭЦ разрабатываются и внедряются малозатратные технические мероприятия. К ним, в первую очередь, относятся мероприятия по снижению потерь тепла в конденсаторе турбин, оптимизация режимов эксплуатации и тепловых схем турбоустановок и ТЭЦ в целом.

Обнаруженный и количественно оцененный эффект самоохлаждения проточной части за счет обратных токов позволил разработать новую концепцию организации режимов работы теплофикационных турбоустановок по тепловому графику и комплекс технических мероприятий для ее реализации. Предлагаемые решения предусматривают:

- предельное (до технически достижимого уровня) снижение вентиляционного пропуска пара в часть низкого давления (ЧНД) путем модернизации регулирующей диафрагмы (РД);

- равномерное охлаждение пара, выходящего из последней ступени, мелкодисперсной влагой за счет применения специальной форсуночной системы, питаемой перегретым конденсатом;

- модернизацию системы ввода в конденсатор пароводяных потоков, поступающих в него помимо проточной части низкого давления, с целью повышения деаэрационной способности конденсатора, полезного использования теплоты этих потоков и снижения их влияния на эрозию выходных кромок рабочих лопаток последних ступеней турбин;

- работу турбоустановок с максимально глубоким вакуумом в конденсаторе (т. е. охлаждением его циркуляционной водой). С этой целью разработаны предложения по повышению эффективности работы как системы отсоса паровоздушной смеси из конденсатора и сетевых подогревателей, так и собственно основных эжекторов.

За счет уплотнения РД ее пропускная способность в закрытом положении снижается во много раз и не превышает 3–4 т/ч (на один поток ЧНД) при атмосферном давлении в камере нижнего теплофикационного отбора, что подтверждено многочисленными экспериментальными данными по турбинам практически всех типов мощностью 25–185 МВт (рис. 1).

Рисунок 1. Осредненные экспериментальные данные по расходу пара в один поток ЧНД через закрытую регулирующую диафрагму: 1–4 – до уплотнения РД (1 – турбина Т-180-130, 2 – ПТ-80-130, 3 – ПТ-135-130, 4 – Т-100-130 и Т-50-130 по двенадцати турбинам); 5 – после уплотнения РД (по 30 турбинам различного типа мощностью 25–185 МВт)

Детальные промышленные исследования и длительный опыт эксплуатации нескольких десятков различных турбин (с длиной последних рабочих лопаток до 830 мм включительно) показали высокую эффективность внедрения разработанного комплекса мероприятий, позволяющих увеличить нагрузку теплофикационных отборов (по сравнению с номинальной) на величину до 5–15 % и более (рис. 2), реально минимизировать потери тепла в конденсаторе и довести их до уровня, практически не влияющего на экономичность теплофикационной турбоустановки. Важно отметить, что эффект при этом достигается без снижения надежности, маневренности и располагаемой мощности турбин.

Рисунок 2. Эффективности реализации мероприятий по снижению потерь тепла в конденсаторах (∆Qк – экономия тепла, Рк– давление в нижнем отборе) 1 – турбина Т-100-130 ТМЗ; 2 – Т-185-130 ТМЗ; 3 – Т-180-130 ЛМЗ

Полезное использование тепла возможно и в самом конденсаторе, имеющем встроенный пучок, в котором подогревается холодная подпиточная вода (параллельно с охлаждением основных пучков циркуляционной водой). При этом часть встроенного пучка выделяется в отдельную технологическую секцию за счет установки специальных кожухов, и пароводяные потоки подаются под нее. Такое решение позволяет существенно повысить эффективность работы встроенного пучка и утилизировать почти все тепло (более 70 %) пароводяных потоков.

Одним из возможных (причем достаточно длительном) режимов работы теплофикационных турбин является работа по электрическому графику, когда заданные величины тепловой и электрической нагрузок обеспечиваются соответствующими расходами свежего пара и в цилиндр низкого давления (ЦНД). Последний поддерживается путем изменения степени открытия регулирующих диафрагм. Существующей конструкцией теплофикационных турбин с двухпоточными ЦНД предусматривается одновременное и синхронное управление РД потоков. В указанных условиях оба потока ЦНД работают с частичными расходами пара, а значит и с пониженной экономичностью. Данные детальных исследований (как экспериментальных, так и расчетных с использованием квазипространственной методики) показывают, что в результате существенной нелинейности фактических энергетических характеристик ЦНД в таких режимах может быть получено значительное увеличение мощности турбины путем перераспределения расхода пара между потоками ЦНД. Это обеспечивается организацией раздельного управления регулирующими диафрагмами каждого потока ЦНД. Наибольший эффект, как правило, имеет место при максимально неравномерном распределении расходов пара по потокам (т. е. в случае реализации принципа последовательного открытия РД) и составляет по приросту суммарной мощности ЦНД до 1,5–2,5 % от номинальной мощности турбины. Осуществление раздельного управления РД требует изменений в конструкции турбины (установки дополнительного сервомотора) и в способе регулирования. При этом весьма перспективным представляется переход от гидравлического к электрическому приводу для управления открытием РД.

При работе по тепловому графику важное значение для обеспечения надежности и экономичности играет уровень давления в конденсаторе, которое прямо влияет на вибрационные напряжения в рабочих лопатках, эрозию их выходных кромок, вентиляционные потери мощности, разогрев выходной части, деаэрирующую способность конденсатора. Такие режимы зависят в основном от условий работы воздухоудаляющего устройства и величины присосов воздуха. Для углубления вакуума весьма эффективным оказывается разделение отсоса паровоздушной смеси (ПВС), удаляемой из собственно конденсатора и регенеративных и сетевых подогревателей. Это дает возможность исключить поступление воздуха в конденсатор из зоны нижнего теплофикационного отбора (его расход по данным натурных исследований может составлять более половины всех присосов) и снизить давление в нем в реальных условиях на 0,3–0,5 кПа. Кроме того, за счет применения предвключенного охладителя отсоса снижаются потери тепла на 0,5–0,6 Гкал/ч. Еще одно предложение – установка на линии отсоса ПВС из конденсатора дополнительных воздухоохладителей, что позволяет уменьшить давление в конденсаторе на 0,5–0,8 кПа. Одновременно, если в охладители подается сырая подпиточная вода, может быть полезно использовано определенное количество тепла.

Достаточно серьезные проблемы в последнее время возникают на многих ТЭЦ с эксплуатацией турбин типа ПТ, что вызвано значительным сокращением потребления пара производственного отбора. Предложено изменить принцип работы регулирования турбин типа ПТ. Отпуск пара производственного отбора должен, как правило, осуществляться при полностью открытых регулирующих клапанах (РК) части среднего давления (ЧСД) и поддерживаться с помощью специального регулирующего устройства, установленного на паропроводе отбора, и только в случае его полного открытия в работу должны вступать РК ЧСД. Заданный отпуск тепла из теплофикационных отборов должен управляться регулирующими диафрагмами ЧНД, а при полном их закрытии (в режимах работы по тепловому графику) – регулирующими клапанами части высокого давления (ЧВД). При работе по рассмотренному принципу отсутствует прямая связь отпуска пара производственного отбора с расходом свежего пара (такая связь осуществляется косвенно через заданные значения теплофикационной и/или электрической нагрузок). Это позволит в случае уменьшения производственного отбора исключить неоправданное ограничение расходов пара в ЧВД и ЧСД и обеспечит поддержание указанных расходов на максимально возможном уровне, соответствующем заданным графикам тепловой и электрической нагрузок.

Эффективность предложенного решения возрастает с увеличением допустимого расхода пара в ЧСД, что возможно осуществить либо за счет повышения предельного давления за ЧВД (в камере производственного отбора), либо путем модернизации ЧСД. Так, например, для турбин типа ПТ-60 и ПТ-80 ЛМЗ указанные варианты прошли опытную проверку, которая показала возможность увеличения максимального расхода пара в ЧСД на 15–20 % без снижения надежности их работы.

Для теплофикационных турбин в отличие от конденсационных характерен широкий спектр режимов работы в зависимости от расхода свежего пара, тепловой нагрузки, давлений в регулируемых отборах, расхода и начальной температуры подогреваемой сетевой воды, условий охлаждения конденсатора и др. Соответственно, и экономичность таких турбин оказывается существенно переменной. Это предопределяет возможность оптимизации режимов эксплуатации отдельных турбоустановок и ТЭЦ в целом.

При действующем в настоящее время соотношении цен на топливо и покупную электроэнергию в период максимальных тепловых нагрузок, когда включены водогрейные котлы, выработка дополнительной мощности на тепловом потреблении всегда целесообразна, т. е. дополнительные затраты на топливо оказываются меньше стоимости дополнительной покупной электроэнергии. Ситуация, когда в этих условиях имеет место ограничение по расходу топлива и пиковые водогрейные котлы (ПВК) вынужденно загружаются, а турбины и энергетические котлы разгружаются – нонсенс. Представляется, что подобное – больше политика, чем экономика.

Рисунок 3. Эффективность автоматизации распределения пиковой нагрузки между турбинами Т-100-130 при последовательном открытии диафрагм турбин (n – число турбин)

Однако и в указанном случае возможно получение значительного экономического эффекта за счет перераспределения отпуска тепла из отборов и ПВК и соответствующей выработки электроэнергии между различными периодами суток.

В период частичных тепловых нагрузок энергетическая эффективность дополнительной конденсационной мощности, получаемой на теплофикационных турбинах, оказывается существенно большей, чем на чистоконденсационных с аналогичными параметрами свежего пара. В частности при Р₀=130 кгс/см² и t_о= 555 °C даже для турбин без промперегрева можно получить от 2–2,2 Гкал/Мвт•ч (турбина Т-50-130) до 1,8–1,9 Гкал/Мвт•ч (турбина Т-185-130). Подобный уровень делает указанную дополнительную мощность вполне конкурентоспособной на рынке электроэнергии (по крайней мере в пиковые периоды суток).

Энергетическая эффективность пиковой мощности, получаемой в период максимальных тепловых нагрузок (когда включены ПВК) за счет открытия РД ЧНД и соответствующего уменьшения отпуска тепла из теплофикационных отборов, существенно различна для турбоустановок разного типа, а ее величина в значительной мере зависит от расхода W и начальной температуры t₂ подогреваемой сетевой воды. Если расход воды W составляет менее 40–50 % от номинального, то такой способ может стать достаточно эффективным.

При получении дополнительной и пиковой мощности оптимальному принципу организации режимов работы группы турбоустановок отвечает последовательное увеличение их мощности (последовательное открытие РД). Такой принцип (рис. 3) позволяет даже для однотипных турбин по сравнению с равномерным распределением нагрузок получить существенную экономию тепла и топлива (до 1–2,5 % от их расхода на выработку электроэнергии). При этом в первую очередь должны нагружаться турбины, имеющие наибольший уровень вентиляционного пропуска пара в ЧНД через закрытые РД.

Значительный экономический эффект может быть получен за счет оптимального снижения электрической нагрузки на отдельных турбоустановках. Это относится не только к разнотипным турбинам, но и турбинам одного типа, работающим с идентичными W и t₂. Для иллюстрации сказанного на рис. 4 показаны величины экономии тепла за счет последовательной разгрузки турбин по сравнению с параллельной для пяти турбоустановок типа Т-100-130, каждая из которых работает с W= 800 кг/с, t₂= 50 °C и Q_m= 140 МВт. Из приведенных данных следует, что в указанных условиях в зависимости от глубины разгрузки по электрической мощности ТЭЦ может быть получено до 10 МВт экономии тепла.

Рисунок 4. Экономия тепла при последовательной разгрузке турбоустановок по сравнению с параллельной

В период работы ТЭЦ по тепловому графику с включенными пиковыми водогрейными котлами может оказаться целесообразным отключение регенеративных подогревателей теплофикационных турбин, в частности, ПВД. Это позволяет увеличить нагрузку теплофикационных отборов, а в ряде случаев (при наличии запаса по паропроизводительности энергетических котлов) и электрическую мощность. Эффективность такого решения зависит от расхода воды через сетевые подогреватели, ее начальной температуры и особенно сильно – от пропускной способности закрытых РД ЧНД. Связано это с влиянием перечисленных факторов на расход пара в ЧНД (т. е. потери тепла в конденсаторе), а значит и на величину возможного прироста отпуска тепла из отборов при отключении ПВД. Для теплофикационных турбин, имеющих уплотненные регулирующие диафрагмы ЧНД, работа с отключенными ПВД в указанных выше условиях дает, как правило, положительный экономический эффект.

Как видим, плотность регулирующих диафрагм имеет большое значение для повышения эффективности теплофикационных турбоустановок и ТЭЦ.

Значительно увеличить эффективность ТЭЦ, работающих на природном газе, можно путем использования газотурбинных и парогазовых технологий.

В современных энергетических газотурбинных установках (ГТУ) большой мощности температура отработавших в турбине газов составляет 550–600 °C. Их тепло может быть использовано для теплоснабжения или утилизировано в паровом цикле, повышая КПД комбинированной парогазовой установки до 55–58 %, реально полученные уже в настоящее время. Возможны и практически применяются различные сочетания газотурбинных и паровых турбинных циклов. Среди них доминируют бинарные с подводом всего тепла в камере сгорания ГТУ, выработкой пара высоких параметров в котле-утилизаторе за ГТУ и использованием его в паровой турбине. Они позволяют достичь высоких показателей не только при новом строительстве, но и при техническом перевооружении действующих ТЭЦ.

Рисунок 5. Энергетические балансы ТЭЦ разных типов: 1 – ГТУ-ТЭЦ; 2 – ГТУ-ТЭЦ со сжиганием дополнительного топлива перед котлом-утилизатором (подогревателем сетевой воды); 3 – бинарная ПГУ-ТЭЦ (без сжигания топлива перед котлом); 4 – паровой энергоблок Т-250; 5 – баланс энергии; 100 % – тепло топлива Q; 6 – выработка электроэнергии (N) на тепловом потреблении Qтф (N/Qтф безразмерное); 7 – относительная удельная стоимость (для газотурбинной ТЭЦ); 8 – доля вырабатываемой электроэнергии (КПД = N/Q); 9 – доля вырабатываемого тепла Qтф/Q [7 + 8 = (N+Qтф)/Q – коэффициент использования тепла топлива]; 10 – потери

Первая в России теплофикационная парогазовая установка (ПГУ) бинарного типа (ПГУ-450Т) эксплуатируется сейчас на Северо-Западной ТЭЦ в Санкт-Петербурге пока без тепловой нагрузки. Ее схема позволяет изменять в широких пределах соотношение между электрической и тепловой нагрузками, сохраняя общий высокий коэффициент использования тепла топлива (рис. 5).

Применение ГТУ и ПГУ на ТЭЦ может быть очень широким. На ТЭЦ мощностью более 200 МВт (эл.), в топливном балансе которых природный газ занимает 90 % или более, эксплуатируется около 300 паровых турбин мощностью 60–110 МВт, которые принципиально можно и целесообразно включить в ПГУ. Наибольшие выгоды можно получить, если такая замена будет осуществлена с увеличением электрической мощности ТЭЦ в 2–2,5 раза.

Важным обстоятельством является более низкая (почти вдвое) стоимость газотурбинных и парогазовых ТЭЦ по сравнению с паровыми.