Повышение маневренных возможностей теплофикационных парогазовых установок за счет применения электрокотлов Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 621.438

ПОВЫШЕНИЕ МАНЕВРЕННЫХ ВОЗМОЖНОСТЕЙ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК ЗА СЧЕТ ПРИМЕНЕНИЯ ЭЛЕКТРОКОТЛОВ

Канд. техн. наук КАЧАН С. А.1', магистр техн. наук БАРАНОВСКИЙ И. Н.2)

1Белорусский национальный технический университет, 22)РУП «БелНИПИэнергопром»

В настоящее время в Белорусской энергосистеме имеет место проблема обеспечения баланса мощностей в ночные часы, что связано с большой долей мощности ТЭЦ и приводит к необходимости их разгрузки ниже теплового графика. В перспективе, при ожидаемом вводе двух крупных энергоблоков АЭС, эта проблема существенно обострится и регулирование суточного графика без применения специальных мероприятий станет невозможным [1-3].

По прогнозам, мощность АЭС составит около трети потребности энергосистемы в пики электропотребления и около половины - в часы его спада. При этом электроснабжение потребителей почти полностью перейдет к АЭС и ТЭЦ, и на ТЭЦ ляжет несвойственная для них функция регулятора суточных графиков электрических нагрузок в больших масштабах, включая всю переменную часть этих графиков [1-3].

В таких условиях глубина снижения отпуска электроэнергии от ТЭЦ в энергосистему станет определяющим фактором при выборе способа повышения маневренности турбоустановок [2, 3]. В большой степени этому условию соответствует разгружение турбоустановок в ночные часы с передачей нагрузки теплофикационных отборов на специально устанавливаемые электрокотлы (ЭК), расходующие на нагрев сетевой воды электроэнергию, вырабатываемую теми же турбоустановками ТЭЦ.

В [3] приведены результаты исследований по определению требуемой мощности электрокотлов в зависимости от спроса на маневренную полупиковую мощность ТЭЦ и оценена сравнительная энергетическая и экономическая эффективность применения ЭК на паротурбинных ТЭЦ, использующих крупные теплофикационные паротурбинные установки (ПТУ) типа «Т». Снижение выдачи мощности АР рг от турбоустановки в энергосистему, согласно [3], находится как сумма фактического снижения ее мощности АЭД.ф ниже теплового графика и потребления электроэнергии электрокотлами Ыж

АР =ЖМ + N . (1)

рг тф эк V /

Величины А^тф и можно выразить через снижение нагрузки отопительных отборов А<2отб, которое соответствует теплопроизводительно-сти электрокотлов QэK (Qж = А^б):

N = W.Q; (2)

^эк = Оэк / Л эк , (3)

где Жтф - удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении отборов турбоустановок; лэк - КПД электрокотлов.

С учетом (1)—(3) мощность, потребляемая электрокотлами, составит:

АР

^эк =-—. (4)

ЛэЖ тф +1

Из анализа (4) видно, что необходимая мощность электрокотлов будет тем выше, чем больше задаваемое энергосистемой снижение выдачи турбоагрегата АРрг и чем ниже удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении на данном турбоагрегате Жтф.

Парогазовые установки (ПГУ), как конденсационные, так и теплофикационные, получают все большее распространение в Белорусской энергосистеме. Рассмотрим эффективность разгрузки теплофикационной ПГУ утилизационного типа (УПГУ) на примере блока ПГУ-230 МВт Минской ТЭЦ-3. В состав блока входит энергетическая газотурбинная установка (ГТУ) мощностью около 160 МВт, теплота сбросных газов которой используется в двухконтурном котле-утилизаторе (КУ) для выработки пара для ПТУ. Отпуск теплоты осуществляется преимущественно из отборов паровой турбины (до ~150 МВт), а также в небольшом количестве (около 10—25 МВт) — от КУ.

Известно, что величина удельной выработки электроэнергии для ПГУ ^ на номинальном режиме существенно превышает значения этого показателя для ПТУ, но при этом более резко снижается при разгрузке. Это объясняется тем, что в теплофикационных УПГУ выработка электроэнергии на тепловом потреблении складывается из выработки как ПТУ, так и ГТУ, а разгрузка УПГУ осуществляется за счет уменьшения подачи топлива в камеру сгорания ГТУ и сопровождается достаточно резким снижением экономичности ее работы.

Для теплофикационной УПГУ с противодавленческой паровой турбиной (ПТ) и отпуском теплоты только отработавшим паром ПТ

N N + N N

дал _ "ПТУ _ -''ГТУ + -''ПТУ _ 2У ГТУ | дат- (5)

ПГУ" о ~ о ~ о ПТ'

0ПГУ °отб °отб

где Nш,y, , — электрическая мощность ПГУ, а также ПТУ

и ГТУ в ее составе; Опгу = 0отб — отпуск теплоты от ПГУ, равный отпуску теплоты из отборов паровой турбины; — удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении ПТ.

Расход теплоты в свежем паре Qo на паровую турбину из уравнения ее теплового баланса можно приближенно оценить по формуле

0о « Оотб (^ПТ / Лэм + 1), (6)

а из уравнения теплового баланса котла-утилизатора как

л

Qo = ^

Ч^ГТУ

1

Пэм у

ПКУ Пт

(7)

где ^КУ - КПД котла-утилизатора, показывающий долю полезно используемой теплоты уходящих газов ГТУ в парогенерирующих поверхностях (без учета отпуска теплоты от «хвостовой» поверхности газоводяного сетевого подогревателя); - КПД теплового потока, учитывающий потери теплоты при транспорте пара от КУ к паровой турбине; - электромеханический КПД.

После несложных преобразований получим:

Пку П

тп

N =

-IV ГТУ

_1___1_

ПГТУ пэм

(8)

Ж

' ' тг

+1

Ж =

ПГУ /

Л

V пгту

Лэм У

■ + Ж

+ " ПТ .

(9)

ПкуПт

При расчете реальной УПГУ дополнительно необходимо учесть наличие отпуска теплоты с сетевой водой непосредственно от КУ, а также величину конденсационной выработки паровой турбины и пр.

С использованием данных энергетических характеристик оборудования ПГУ-230 Минской ТЭЦ-3 и формул (5)-(9) произведены расчеты, по ре-

зультатам которых на рис. 1 построены зависимости N

N

N

(сплошные линии), а также Жшу (штриховая линия) от нагрузки Qотб отопительных отборов паровой турбины (при ¿Нв = -15 оС).

240 220 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20

^ПГУ

ф. ''' ^ - ^ГТУ

WпгУ - *

...

....

^ПТУ -

1,4 1,3 М 1Д 1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3

90 100 110 129

Нагрузка отборов паровой турбины, МВт

Рис. 1. Зависимость показателей ПГУ от нагрузки отопительных отборов паровой турбины

Как видно из рис. 1, при снижении нагрузки отборов от номинальной величины в два раза (с ~140 до ~70 МВт) теплофикационная мощность паровой турбины уменьшается также примерно вдвое, так как Ж снижает-

ся незначительно. При этом мощность ГТУ падает почти в 4,5 раза (до ~22,5 % исходной, т. е. на ~145 МВт), мощность ПГУ в целом снижается примерно в 3,7 раза (до ~27 % исходной, т. е. на ~170 МВт), соответственно величина Ж^у уменьшается примерно в два раза. Если при этом

нагрузку отборов полностью передать на электрокотлы, то снижение отпуска электроэнергии от ПГУ в сеть составит ~252,5 МВт, что означает потребление электроэнергии из энергосистемы около ~20 МВт.

На рис. 1 минимальная нагрузка ГТУ принята равной ~22,5 % номинальной. Такие режимы глубокой разгрузки ГТУ сопровождаются резким ухудшением их экономических и экологических показателей.

Если ограничить разгрузку ГТУ на уровне 50 % (~95 МВт) из условия сохранения удовлетворительных экологических и экономических ее показателей, то минимальная нагрузка отопительных отборов составит ~100 МВт (~70 %), теплофикационная мощность ПТУ — около 33 МВт, а мощность ПГУ-230 — около 125 МВт.

В этом случае при передаче на электрокотлы 40 МВт теплоты отпуск электроэнергии в энергосистему составит ~85 МВт, т. е. выдача мощности от ПГУ в энергосистему снизится примерно на 145 МВт (~65 % номинальной). в этом случае снизится с ~1,3 до ~0,9, т. е. примерно на 30 %.

Поскольку величина удельной выработки электроэнергии на теплофикационных ПТУ примерно в два раза ниже (Жшу ~ 0,5—0,6), для снижения выдачи электроэнергии от паротурбинных блоков на такую же величину потребуется уменьшение нагрузки отопительных отборов и соответственно увеличение мощности электрокотлов почти в два раза.

По данным [3], при снижении отпуска электроэнергии в энергосистему от блока 180 МВт на А^^ ~ 145 МВт требуется ^ ~ 95 МВт, а при снижении отпуска электроэнергии в энергосистему от блока 250 МВт на А^^ ~ 250 МВт требуется ~ 163 МВт. Для наглядности на рис. 2 приведены зависимости необходимой мощности электрокотлов NПГУ-230,

дтТ-250 лгТ-180 лгТ-100 л лгПГУ-230 л ЛгТ-250 л ЛгТ-180

Кк , ^ > ^к и снижения м°щности , АNOTП , ^отп .

АNТ-I100 ПГУ-230 и ПТУ типа Т-250-240, Т-180-130, Т-100-130 (по данным [3]) соответственно от величины снижения отпуска электроэнергии в энергосистему.

Как видно, доля мощности электрокотлов от АРрг составляет ~30 %

для утилизационных ПГУ и ~70 % — для традиционных ПТУ. В [3] также произведена оценка сравнительной энергетической и экономической эффективности применения электрокотлов на ТЭЦ. Критерием энергетической эффективности принято суточное снижение расхода топлива теплофикационной установкой при переводе ее с базового режима работы на маневренный полупиковый (с разгрузкой в ночные часы на котлы, использующие органическое топливо, — АВ^, или электрокотлы — АВ^)

АВсуг = (Вб- ВрГ )ТрГ, (10)

где Вб, В — часовой расход условного топлива при работе установки в базовом режиме и в режиме с разгрузкой (определяется по расходным

характеристикам установок); Грг - продолжительность ночной разгрузки турбоустановок.

AN:'

N Т

20 30 40 50 60 70 80 90 100

Снижение отпуска электроэнергии в энергосистему, %

Рис. 2. Зависимость снижения отпуска электроэнергии (сплошные линии) и требуемая мощность электрокотлов (штриховые линии) от относительного снижения отпуска электроэнергии в энергосистему от установок различного типа

Расчеты маневренных режимов показали [3], что разгрузка теплофикационных отборов на электрокотлы по сравнению с их разгрузкой на топли-воиспользующие котлы не дает прямого энергетического эффекта в виде экономии топлива, поскольку процесс работы электрокотлов связан с «двойной» трансформацией энергии и сопровождается дополнительными ее потерями. Основной эффект применения электрокотлов заключается в значительном сокращении фактической глубины разгрузки теплофикационных установок по электрической мощности: от ~1/3 ДРрг для паротурбинных до ~2/3 ДРрг - для парогазовых установок.

В условиях ввода АЭС этот эффект становится особенно ценным, так как существенным образом расширяет диапазон возможной маневренной мощности на ТЭЦ, вплоть до стопроцентного снижения выдачи электрической мощности от установок в энергосистему.

Применение электрокотлов на ТЭЦ приводит к небольшому относительному перерасходу топлива, составляющему (при Г = 6,8 ч) для установок различного типа

ДВэк -ДВк ДЬ = -^ • 100

сут В

0,05-0,50 %.

Наибольшая величина перерасхода топлива соответствует применению электрокотлов на ПГУ в связи с более резким снижением их экономичности при разгрузке. Тем не менее этот перерасход может рассматриваться как приемлемая плата за повышение маневренности.

В Ы В О Д Ы

1. В условиях ввода в Белорусской энергосистеме АЭС, когда для действующих электростанций значительно сокращается зона базовой электрической нагрузки, применение электрокотлов на ТЭЦ обеспечивает эффек-

250

200

0

0

тивное использование теплофикационных турбоустановок в маневренном режиме, максимально снижая выдачу электрической мощности в энергосистему в ночные часы (вплоть до нуля).

2. Доля мощности электрокотлов от глубины требуемого снижения выдачи мощности в энергосистему АР существенно ниже для теплофикационных парогазовых установок (менее 30 %) по сравнению с традиционными паротурбинными установками (более 60 %).

3. В сравнении с разгрузкой отопительных отборов на топливоисполь-зующие котлы применение электрокотлов на ТЭЦ приводит к небольшому (менее 0,5 %) перерасходу топлива, однако достигаемое при этом снижение отпуска электроэнергии значительно выше фактической разгрузки установок: от полутора (для утилизационных парогазовых установок) до трех раз (для паротурбинных установок).

Л И Т Е Р А Т У Р А

1. К о р о т к е в и ч, А. М. О балансе мощностей Белорусской энергосистемы и проблемах регулирования суточного графика нагрузок: настоящее и перспективы / А. М. Ко-роткевич, О. Г. Фоменко // Энергетическая стратегия. — 2008. — № 2. — С. 24—28.

2. Т р у т а е в, В. И. Применение электрокотлов на ТЭЦ как эффективный способ получения маневренной электрической мощности в энергосистеме Беларуси с вводом АЭС / В. И. Трутаев, В. М. Сыропущинский // Энергетическая стратегия. — 2010. — № 4. — С. 19—24.

3. Э к о н о м и ч е с к а я эффективность применения электрокотлов на ТЭЦ для регулирования суточных графиков электрических нагрузок Белорусской энергосистемы после ввода АЭС: отчет о НИР (заключ.) / РУП «БелНИПИэнергопром». — Минск, 2010.

Представлена кафедрой ТЭС Поступила 04.05.2012

УДК 532.5, 536.2, 621.183, 621.039.5

ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОЕ ВИХРЕВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

Канд. техн. наук КАЩЕЕВ В. П.1', инж. ВОРОНОВ Е. О.2', магистр техн. наук КАЩЕЕВА О. В.3', докт. техн. наук ГАШЕНКО В. А.4', инж. УЛАСЮК Н. Н.1', канд. техн. наук СОРОКИН В. В.1'

1Белорусский национальный технический университет,

2РУП «минскэнерго»,

3Университет Штутгарта (IGE), 4)Электрогорский научно-исследовательский центр по безопасности атомных электростанций

Обогащение газов парами жидкости и получение туманов. Во всех промышленных парниково-тепличных комбинатах применяются установки для создания высокой влажности, так как без нее не укореняются черенки растений, плохо растут и дают малый выход товарной продукции посаженные растения. Существующие устройства повышения влажности в помещениях или примитивны и в недостаточной мере выполняют свое предназначение, или же являются дорогостоящими для рядового потребителя. Еще хуже положение с устройствами, которые могут мелкодисперсно рас-