CC BY
108
УДК 621.1
Иванов Сергей Анатольевич Sergey Ivanov
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ СУЩЕСТВУЮЩИХ ТЭЦ ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ РЕЖИМАХ ЭКСПЛУАТАЦИИ
IMPROVING HEAT SYSTEMS OF THERMOELECTRIC POWER STATIONS FOR THE SAKE OF OPTIMAL CURRENT DISTRIBUTION IN HEAT VEHICLES AT VARIOUS EXPLOITATION REGIMES
Рассмотрен ряд тепловых схем ТЭЦ, осуществляющих оптимизацию потокораспределения теплоносителя при различных режимах эксплуатации. Приведены тепловые схемы, основанные на перераспределении тепла внутри тепловой схемы турбины
Ключевые слова: оптимизация, турбина, энергия, теплоноситель
This article examines a number of heat systems in thermo-electric power stations making for the optimal heat vehicle current distribution at various exploitation regimes. It illustrates heat systems that rely on the redistribution of heat within the heat turbine as well as on the efficacy of feeding the low quality heat network
Keywords: optimization, turbine, power plant, power, heatvehicle
Повышение эффективности энергетической отрасли всегда являлось приоритетным направлением экономики государства. Существенный промышленный спад в 90-х гг. прошлого века негативно отразился на развитии отрасли. В условиях острой нехватки собственных средств на внедрение новых технологий энергогенерирующие компании изыскивали малозатратные способы повышения эффективности производства энергии. Среди них, наряду с оптимизацией режимов работы основного энергетического оборудования ТЭЦ [1-3], а также всего комплекса централизованного теплоснабжения [4-6] повышение эффективности производства энергии может быть осуществлено путем оптимизации тепловых потоков и потокораспределения теплоносителя за счет совершенствования тепловых схем и применения передовых технологий.
Созданные генерирующие компании
имеют оборудование различной эконо-мич-ности, причем многие энергетические системы в своем составе имеют станции, оборудованные теплофикационными турбинами, которые вследствие значительного снижения промышленной нагрузки, а также износа оборудования обладают низкой конкурентоспособностью. Существует ряд особенностей работы теплофикационных турбин, в результате чего снижается их экономичность. К таковым на примере Читинской ТЭЦ-1 и турбины ПТ-60-90 можно отнести следующие:
1) подключение деаэратора к промышленному отбору, что обуславливает снижение экономичности в определенном диапазоне нагрузок;
2) работа турбины с параметрами острого пара ниже расчетных как вследствие их снижения по условиям надежности, так и из-за неквалифицированного управления режимами работы оборудования;
3) дросселирование пара в регулирующих органах промышленного и теплофикационного отборов;
4) изношенностьпроточнойчасти;
5) высокие недогревы в сетевых подогревателях, приводящие к повышению давления в отопительном отборе и снижению выработки электроэнергии на базе теплового потребления;
6) в отопительный сезон турбина работает с низким пропуском пара в конденсатор, что увеличивает долю рециркуляции конденсата и выброс высокопотенциального тепла в холодный источник.
Разработанные схемы по оптимизации работы энергетических систем можно разделить на два вида:
1) оптимизация тепловых потоков низкопотенциального комплекса турбин;
2) оптимизация потокораспределения теплоносителя. Значительную часть отопительного периода ТЭЦ работают с небольшими тепловыми нагрузками без привлечения пиковых источников теплоты. Период работы на таких режимах зависит от климатических условий места расположения ТЭЦ и составляет в среднем около 2000 ч/ год.
В качестве пиковых источников теплоты на многих ТЭЦ установлены пиковые сетевые подогреватели. Дополнительные сетевые подогреватели, обогреваемые паром от энергетических котлов через РОУ, вводятся в схемы базово-маневренных ТЭЦ, начинающих находить применение в ряде энергосистем. Тепловая экономичность теплофикационных турбин определяется выработкой электроэнергии на тепловом потреблении и существенно зависит от давления в теплофикационном отборе. В то же время давление в теплофикационном отборе влияет на величину электрической мощности турбоустановки и, в свою очередь, (при заданной тепловой нагрузке и температурном графике теплосети) определяется недогревом сетевой воды до температуры насыщения отборного пара.
№
$Н = *Н - *2 = (*2 - А)ехр((1)
Шев
Величина недогрева в сетевом подогревателе определяется по формуле где tн, t, ^ — температура соответственно насыщения греющего пара, сетевой воды на входе и выходе из сетевого подогревателя; Р — площадь поверхности теплообмена; W — расход сетевой воды; св — теплоёмкость воды; к — коэффициент теплопередачи.
Нами предложен способ работы турбоустановки, позволяющий существенно уменьшить значение недогрева в широком диапазоне нагрузок [1]- Его суть заключается в увеличении поверхности теплообмена (величина Р в уравнении (1) на величину поверхности теплообмена пикового сетевого подогревателя.
Реализация способа иллюстрируется схемой, приведенной на рис. 1. Пиковый сетевой подогреватель подключается за счёт дополнительного трубопровода к теплофикационному отбору. Пар в пиковый сетевой подогреватель через РОУ не подаётся. Таким образом, оба сетевых подогревателя оказываются подключёнными по пару параллельно к одному теплофикационному отбору. Сетевая вода последовательно проходит через подогреватели. Реализация этой схемы позволяет уменьшить недогрев в сетевой подогревательной установке, что, в свою очередь, приводит к понижению давления в теплофикационном отборе и увеличению мощности турбины за счёт дополнительной выработки электроэнергии на тепловом потреблении при сохранении требуемого отпуска теплоты. Данная схема требует незначительных капитальных затрат, включающих стоимость и монтаж дополнительного трубопровода и арматуры, и может быть достаточно легко реализована в любой действующей ТЭЦ, оборудованной пиковыми сетевыми подогревателями. Оценка экономической эффективности внедрения данной схемы показала срок окупаемости 0,32 года при реальных режимах оборудования Читинской ТЭЦ-1, а также годовой экономический эффект более 1 млн руб.
Рис. 1. Принципиальная схема повышения мощности и экономичности теплофикационной турбоустановки за счет снижения величин недогревов в сетевой подогревательной установке
На рис. 2 показана схема захолажива-ния сетевой воды. Перераспределение энергий достигается следующим образом: сконденсированный отработанный пар турбины конденсационного типа конденсатным насосом направляется по питательному тракту. Перед первым подогревателем низкого давления осуществлена врезка трубопроводов, соединяющих питательный тракт турбины с теплофикационной установкой турбины через поверхностный водо-водяной подогреватель (рис. 2).
При этом автоматическое управление турбиной не изменяется, а лишь дополняется элементами, управляющими потоками водо-водяного подогревателя. В качестве водо-водяного подогревателя можно использовать пластинчатый теплообменник, который является весьма компактным даже при больших тепловых нагрузках. Повыше-
ние экономичности турбины конденсационного типа связано с внешней регенерацией, подогретая питательная вода вытеснит часть пара из отбора и направит его в конденсатор, при этом расход пара на турбину уменьшится при неизменной мощности. Данное изменение приближенно можно оценить из следующего соотношения:
АО, • Н,
А^ = -
где АОт — изменение пара теплофикационного отбора, кг/с;
Нт— теплоперепад до теплофикационного отбора, кДж/кг;
Н — теплоперепад, приходящийся на турбину, кДж/кг.
Из данного соотношения следует, что расход пара на турбину при увеличении теплофикационного отбора возрастает.
В некоторых работах встречается мнение, что при определении экономичности схемы со снижением температуры обратной сетевой воды увеличение доли выработки электроэнергии теплофикационным отбором должно быть отнесено в полном объеме при определении удельного расхода топлива на выработку электроэнергии. Однако, по нашему мнению, полезно отпущенное тепло от ТЭЦ в сравниваемых вариантах остается неизменным и в полном объеме отнесено быть не может. Критерий
при сравнении схем со снижением температуры обратной сетевой воды должен быть другим, и экономичность корректнее оценивать расходом теплоты или топлива в абсолютных величинах. Если суммарно по турбинам разница расходов теплоты до и после изменения уменьшится, то экономический эффект появится в снижении количеств потребляемого топлива.
В табл. 1 и 2 представлены результаты расчета тепловой схемы, приведенной на рис. 2.
Рис. 2. Схема захолаживания сетевой воды
Таблица 1
Технико-экономические показатели схемы, приведенной на рис. 2
Наименование ПТ 60-90 Т 87-90
Начальноедавление, МПа 9 9
Начальная температура, 0С 535 535
Мощность, МВт 55 70
Температура сетевой воды до/после сетевого подогревателя 100/55 100/55
Расход пара в промышленный отбор, кг/с 5 -
Расходсетевой воды, кг/с 250 250
Внутренний относительный КПДтурбины 0,8 0,8
Давление в рассматриваемом отборе, МПа 0,144 0,144
Давление отработавшего пара, МПа 0,007 0,007
Расход пара на турбину, кг/с 72,17 86,37
Расход пара в конденсатор, кг/с 28,96 42,91
Таблица 2
Технико-экономические показатели схемы, приведенной на рис. 2
Наименование ПТ 60-90 Т 87-90
Начальноедавление, МПа 9 9
Начальная температура, °С 535 535
Мощность. МВт 55 70
Температура сетевой воды до/после сетевого подогревателя 100/55 100/53,6
Расход пара в промышленный отбор, кг/с 5 -
Расход сетевой воды, кг/с 310 310
Внутренний относительный КПДтурбины 0,8 0,8
Давление в рассматриваемом отборе, МПа 0,144 0,144
Давление отработавшего пара, МПа 0,007 0,007
Расход пара на турбину, кг/с 71,94 86,56
Расход пара в конденсатор, кг/с 30,64 42,43
Как следует из таблиц, перераспреде- случае выбран расход пара, т.к. температу-ление потоков лучше осуществлять путем ра питательной воды практически не изме-снижения потребляемого пара менее эко- нигся. номичной турбиной. Критерием в данном
Таблица 3
Технико-экономические показатели схемы рис. 3
Вариант схемы Без изменения С изменением
Мощность, МВт 60 60
Температура воды передсетевым подогревателем, 0С 40 41,5
Температура воды после сетевых подогревателей, 0С 100 100
Расход пара на турбину, т/ч 320,5/(308,3) 319,5/(307,9)
Расход отработавшего пара, т/ч 83.5/(71.8) 81.4/(70.79)
Давление в теплофикационном отборе, МПа 0,24/(0,137) 0,23/(0,132)
Недогрев в сетевом подогревателе, 0С 24(6,5) 22(5,5)
* в скобках указаны расчетные значения
Рис. 3. Усовершенствованная тепловая схема ПТ-60-90
Рис. 4. Схема подпитки теплосети с дополнительным теплообменником
Анализируя данные, представленные в табл. 3, очевидным является то, что экономичность турбины повышается. Однако данное решение не может быть применимо при высоком уровне отработавшего пара из-за существующего ограничения по пропуску пара в конденсатор. В настоящее время экономичность конденсационного потока на ТЭЦ низка, особенно на ТЭЦ среднего и низкого давления. Максимальный пропуск пара в конденсатор возможен для турбины типа ПТ только при определенном сочетании тепловых нагрузок и выдаваемой мощности турбины или при работе в конденсационном режиме. Средняя годовая нагрузка всех турбин (в том числе промышленно-отопительной) Читинской ТЭЦ-1 значительно ниже номинальной. Следовательно, конденсационный поток в данных агрегатах ниже максимального.
Другим способом повышения эффективности производства энергии является повышение эффективности подпитки теплосети. Недогрев является одним из показателей эффективности преобразования энергии в сетевых подогревателях. Предлагаемый вариант подпитки тепловой сети представлен на рис. 4. Особенностью предлагаемой схемы является организация дополнительного подогрева подпиточной воды после вакуумного деаэратора в подогревателе, подключенным к теплофикационному отбору. Поскольку подпигочная вода не содержит включений, “повышающих недогрев”, то можно утверждать, что
такое перераспределение пара позволит снизить общий расход пара в отбор и на сетевой подогреватель, в частности.
Главным критерием эффективности предложения может служить более высокая температура после подогревателя подпиточной воды. Выполнение паропроводов до подогревателя подпиточной воды и площадь теплообмена подогревателя должна быть такой, чтобы эквивалентный недогрев был меньше, чем в сетевом подогревателе, в противном случае эффективность от внедрения будет отрицательна. Снижение расхода пара на сетевой подогреватель вызовет снижение эквивалентного недогре-ва подогревателя ввиду меньшего расхода пара, вследствие чего можно ожидать снижения давления в теплофикационном отборе, увеличение экономичности турбины и повышение эффективности комбинированной выработки энергии [7].
При такой организации отбора можно рассмотреть два варианта: включение дополнительного подогревателя последовательно перед сетевым подогревателем пли параллельно сетевому подогревателю. В этом случае можно ожидать снижения давления пара в теплофикационном отборе. Для параллельной схемы следует учесть необходимость в более высоком давлении после подогревателя. Показатели рассматриваемых схем в сравнении со стандартной схемой, по результатам численного эксперимента, представлены в табл. 4.
Таблица 4
Показатели экономичности схем, приведенных на рис. 4
Варианты схем
Показатели стандартная с последовательным с параллельным
включением включением
Мощностьтурбины, МВт 60 60 60
Расход пара на турбину, т/ч 258,9 256,8 256,3
Расходсетевой воды, т/ч 1008 1008 1008
Расход подпиточной воды, т/ч 108 108 108
Расход пара на сетевой подогреватель, т/ч 81,30 73,80 74,02
Расход пара на подогреватель подпиточной 1,78 1,73
воды, т/ч
Давление в теплофикационном отборе, МПа 0,17 0,17 0,165
Окончание табл. 4
Показатели Варианты схем
стандартная с последовательным включением с параллельным включением
Температурный график, 0С 98/58 98/58 98/58
Температура подпиточной воды после вакуумного деаэратора, 0С 72 72 72
Температурный напор сетевого подогревателя, 0С 15 15 15
Температурный напор подогревателя подпиточной воды, 0С - 5 5
Удельный расход топлива на выработку э/э, г/кВт*ч 263,5 259,8 259,1
АЬ , % - 1,40 1,66
При анализе эффективности предложенных тепловых схем турбин КПД котельного отделения принят 0,9; КПД транспорта тепла 0,98; теплота сгорания топлива (Харанорский уголь) 11930 кДж/кг; его стоимость 786 р/т. В качестве критериев экономичности выбраны четыре следующие показателя:
1) чистый дисконтированный доход (ЧДД);
2) индекс доходности инвестиционного проекта (1д);
3) срок окупаемости инвестиций (Ток);
4) внутренняя норма доходности IBB. Все показатели для удобства сопоставления сведены в табл. 5.
Таблица 5
Сводная таблица экономических показателей
Наименование показателя Формулы расчета критериев эффективности Рис. 2 Рис. 3 Рис. 4
ЧДД, млн руб. NPV 15,57 5,62 5,76
\ Ncn IКд ■ R т n=1 Д = К 10 4,76 3,31
ТоК’ЛеТ T” ln(l + Е-) 4,53 8,2 13,9
IRR IRR С° + NPV(/rr ) ) " NPV(I”°)-NPV(I“) ’ 17,5 6,6 3,85
Оценка всех мероприятий показывает их значительную эффективность. Литература
1. Иванов С.А., Сафронов П.Г., Горячих Н.В. Оптимизация систем централизованного теплоснабжения с учетом динамических характеристик объектов // Научно-технические ведомости
СПбГПУ, 2009. — №3,— С. 53-63.
2. Батухтин А.Г. Методы повышения эффективности и увеличения располагаемой мощности систем централизованного теплоснабжения. Научные проблемы транспорта Сибири и Дальнего Востока. — 2010. — №1.—С. 189-192.
3. Иванов С.А., Батухтин А.Г., Горячих Н.В. Оптимизация систем централизованного теплоснабжения. Вестник Международной академии наук экологии и безопасности жизнедеятель-ности.—Т. 14.-№3. — Санкт-Петербург — Чита, 2009. — С. 102-104.
4. Иванов С.А., Батухтин А.Г., Маккавеев В.В. Методика расчета параметров потребителя при качественно-количественном регулировании в открытых системах централизованного теплоснабжения. Промышленная энергетика. — 2008. — №4,— С. 32-34.
5. Иванов С.А., Батухтин А.Г., Маккавеев В.В. Расчет суточного графика отпуска теплоты от источника теплоснабжения при качественно-количественном регулировании в открытых системах централизованного теплоснабжения. Промышленная энергетика. — 2008. — № 5. — С. 25-27.
6. Маккавеев В.В., Куприянов O.E., Батухтин А.Г. Практическое применение некоторых методик оптимизации режимов отпускатеплоты. Промышленная энергетика. — 2008. — № 10.
7. Способ роботы теплофикационной паротурбинной установки / В.А. Иванов, В.М. Боровков, С.А. Иванов и др. / A.c. № 1193275 Бюл. изобретений № 43, 1985.
8. Сафронов П.Г., Батухтин А.Г., Иванов С.А., Батухтина И.Ю. Способ увеличения экономичности основного оборудования ТЭЦ. Научные проблемы транспорта Сибири и Дальнего Вос-тока.-2010.-№ 1.-С. 175-178.
Коротко об авторе_______________________________________________Briefly about the author
Иванов С.А., канд. техн. наук, профессор, первый S. Ivanov, Candidate of technical sciences, professor, проректор ЧитГУ Chita State University, First vice president
Служ.тел.: (3022) 41-70-85.
Научные интересы: энергетика, энергосбереже- Research area: power engineering, energy conserva-ние tion
