ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Прогнозы, выполненные ведущими энергети­ ческими организациями, позволяют выделить основные направления развития энергетики в Рос­ сии в ближайшие десятилетия. Среди них можно отметить:

создание высоконадежных автоматизированных энергоблоков с системами технической диа­ гностики, обеспечивающих покрытие соответст­ вующего графика нагрузки;

существенное повышение экономичности про­ изводства энергии на ТЭС при улучшении эколо­ гических показателей;

применение газотурбинной и парогазовой тех­ нологии на ТЭС, сжигающих как природный газ, так и твердое топливо;

применение современных подходов в подго­ товке и повышении квалификации специалистов для электроэнергетики в ведущих вузах страны.

Современная энергетика характеризуется уве­ личением выработки электрической и тепловой энергии на органическом топливе. При этом основное внимание уделяется возможности более полного использования энергии этого топлива и максимального улучшения экологических характе­ ристик энергоустановок. Очевидно, что лучшие показатели будут иметь ТЭС с более высоким КПД производства электроэнергии. Минимизация удельных расходов топлива на выработку 1 кВт ч ориентируется на усовершенствование цикла Рен­ кина и применяемых материалов энергетического оборудования [1].

Для паротурбинных ТЭС с начальной темпера­ турой пара свыше 600°С в европейских странах применяются стали с содержанием хрома 9 – 10% (программа COST501). Длительные предварительные испытания позволили фирме Сименс устано­ вить на пылеугольной ТЭС “Шварце Пумпе” (Зем­ ля Саксония) самый крупный на сегодняшний день внутренний корпус ЦСД турбины массой 44 т из стального литья [2]. Совершенствование тепловых схем паросиловых установок происходило по­ стоянно, но строительство новых современных пылеугольных энергоблоков потребует значитель­ ного повышения экономичности до значений КПД нетто отпуска электроэнергии ý.ýí.óñòí = 45 46%. В паровых котлах это связано с повышением пара­ метров генерируемого пара до 30 – 32 МПа и

590 – 620°С при двойном газовом промперегреве, со снижением температуры уходящих газов при­ мерно до 100°С и передачи части их теплоты основному конденсату, с уменьшением гидравли­ ческого сопротивления пароводяного тракта [3]. Экономичность в паротурбинных установках мож­ но повысить, используя разработки российских турбостроительных заводов и научно-исследова­ тельских институтов. Значительный опыт модер­ низации паровых турбин имеет фирма Сименс (ре­ конструкция турбоустановок К-200-130 в Польше и Китае, К-300-240 в Греции, Узбекистане, на Украине).

Методические основы определения тепловой экономичности паросиловых энергетических установок разработаны при активном участии док­ тора техн. наук В. Я. Рыжкина (1903 – 1981 гг.) [1]. Позднее эти работы были продолжены в области исследования показателей более сложных тепловых схем, в том числе с сушкой топлива, с предварительным подогревом котельного воздуха, а так­ же газотурбинных и парогазовых установок.

Схема тепловых потоков паросилового энерго­ блока с турбинным экономайзером в конвективной шахте парового котла и с предварительным паровым подогревом котельного воздуха, показанная на ðèñ. 1, à, позволяет определить КПД производ­ ства электроэнергии брутто

ãäå Ný – электрическая мощность энергоблока; Qñ

– теплота топлива, подводимого в энергоустанов­ ку; ýòó – абсолютный электрический КПД паро­

турбинной установки

ãäå Qïòó – подвод теплоты к паротурбинной уста­ новке; Qòý – теплота, сообщаемая конденсату в турбинном экономайзере парового котла; Qâ – теп­ лота предварительного подогрева воздуха;òð – КПД транспорта теплоты

Qñã – теплота топлива, подводимого в газотурбин­ ную установку; Qñäæ – теплота топлива, дожигае­ мого в котле-утилизаторе; ýã.àâò – электрический

КПД ГТУ в автономном режиме; KN – коэффици­ ент снижения мощности энергетической ГТУ при ее работе в схеме ПГУ вследствие дополнительно­ го сопротивления котла-утилизатора

ãäå N ýã.àâò – электрическая мощность ГТУ в авто­

номном режиме свободного выхлопа газов в атмо­ сферу;

Kïãó – коэффициент относительной мощности ПГУ

äæ – доля теплоты дожигаемого в котле-утилиза­ торе топлива

установки [формула (2)], КПД транспорта теплоты [формула (3)], коэффициента относительной мощ­ ности ПГУ [формула (8)] из зависимости

ãäå ïê – КПД парового котла (прямой баланс)

ãäå Qñïê – теплота топлива, подводимого в паровой котел; Qóõã – теплота выхлопных газов ГТУ, посту­

пающих в паровой котел;ñ – отношение теплоты топлива, сжигаемого со­

ответственно в ГТУ и в паровом котле,

ãäå ïâêó – доля теплоты питательной воды, посту­

пающей в энергетический паровой котел за счет утилизации теплоты выхлопных газов ГТУ в кот­ ле-утилизаторе

ãäå Qêóïâ – теплота питательной воды в котле-ути­

Выхлопная

труба

ÖÂÄ

ÖÑÄ/ G ÖÍÄ

лизаторе;ïêó – доля теплоты пара, генерируемого в котле­

утилизаторе и поступающего в паровую турбину,

ãäå Qêóï – теплота генерируемого пара в котле-ути­

лизаторе.

Преимуществом данного типа ПГУ является достаточно простой переход к автономному режи­ му работы газовой и паровой ступени. В этом слу­ чае при Êïãó êóïâ ïêó 0 è ÊN = 1 получаются выражения КПД производства электроэнергии для паросиловой установки ýïñó ýòó òð ïê è äëÿ ãà­

Рис. 2. Тепловая схема “сбросной” ПГУ

зотурбинной установки ý.àâòã . В режиме работы по парогазовому циклу коэффициент относительной мощности ПГУ Êïãó = 0,23 0,28, что обеспечива­ ет достаточное охлаждение выхлопных газов ГТУ. При максимальном пропуске пара в паровую тур­ бину приходится снижать нагрузку энергетическо­ го парового котла. Ее регулирование в допустимых пределах осуществляется с учетом влияния пара­ метров наружного воздуха на характеристики ГТУ. Соблюдаются также ограничения по максималь­ ной нагрузке электрогенератора паровой турбины и по пропуску пара в конденсатор.

Конъюктура на рынке энергетических ресур­ сов в России заставляет искать альтернативные ис-

Газ или жидкое топливо

Котел

DENOX

ÖÂÄ

ÏÒ ÖÑÄ/

ÖÍÄ G

 таблице приведены основные характеристи­ ки рассматриваемой схемы пылеугольной ПГУ (нагрузка ГТУ – 100%). Одним из условий сравне­ ния было совпадение параметров генерируемого в котле-утилизаторе пара с параметрами перегрето­ го пара энергетического парового котла. В отдельных режимах это потребовало дожигания некото­ рого количества топлива перед котлом-утилизато­ ром в среде выхлопных газов ГТУ.

Исследование показало, что экономичность установки зависит от типа использованной в теп­ ловой схеме ГТУ и наличия дожигания топлива. Влияние параметров наружного воздуха незначи­ тельно. Применение ГТУ с “параллельной” схе­ мой повысило экономичность пылеугольного энергоблока, в среднем, на 4%. Исследовались также характеристики котла-утилизатора. Выявлено, что количество генерируемого в котле-утили­ заторе пара зависит от параметров выхлопных га­ зов ГТУ, ее нагрузки, недогрева на холодном конце испарителя 1 и недогрева питательной воды до температуры насыщения в экономайзере týêâûõ. Ýòî

влияние для тепловой схемы ПГУ с ГТУ V64.3А (Сименс) показано на ðèñ. 4 è 5.

Из полученных результатов видно, что измене­ ние паропроизводительности котла-утилизатора ПГУ ограничено этими условиями и параметрами пара паросилового энергоблока.

Установлено также, что экономичность ПГУ зависит от степени вытеснения регенерации низ­ кого давления паротурбинной установки. Ее опти­ мизация позволяет повысить КПД производства электроэнергии для конкретного режима работы с 43,45 до 44,36%.

Выводы

1. Предложена методика определения показате­ лей экономичности энергетических установок со сложными технологическими схемами, позволяю­ щая выявить факторы, влияющие на выбор опти­ мального технического решения.

Рис. 5. Графики зависимости расхода генерируемого пара в КУ от týêâûõ (Gêò = 201,5 êã ñ, êò = 573°Ñ):

1, 2, 3 – недогрев 1, на холодном конце испарителя соответст­ венно 4,5; 7; 10

2.Выполнен расчетный анализ экономичности

èпрофиля пылеугольной ПГУ с “параллельной” схемой. При докритических параметрах пара и ис­ пользовании небольшой доли природного газа она может составить конкуренцию пылеугольным энергоблокам суперсверхкритических параметров.

Список литературы

1.Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции. М.: Энер­ гоатомиздат, 1987.

2.Ридле К., Òàóä Ð. Электростанции на природном топливе – основа производства электроэнергии. – Siemens Power Jo­ urnal, 1998, ¹ 3.

3.Ольховский Г. Г. Развитие теплоэнергетических техноло­ гий. Газотурбинные и парогазовые установки. – В кн.: Сборник научных статей ВТИ “Развитие теплоэнергети­ ки”. М., 1996.

4.Дьяков А. Ф., Попырин Л. С., Фаворский О. Н. Перспективные направления применения газотурбинных установок в энергетике России. – Теплоэнергетика, 1997, ¹ 2.

5.Энергетические показатели высокоманевренных ПГУ – ТЭЦ с дожиганием топлива Горюнов И. Т., Цанев С. В., Буров В. Д., Долин Р. Ю. – Электрические станции, 1997, ¹ 2.

6.Расчет показателей тепловых схем и элементов газотурбинных и парогазовых установок электростанций Ца­

нев С. В., Буров В. Д. и др. М.: Изд-во МЭИ, 2000.