5612

УДК 697.3

Дыскин Л.М. Современные методы оценки эффективности теплоэнергетических систем : учебно-методическое пособие / Л.М. Дыскин, М.С. Морозов, В.П. Болдин ; Нижегородский государственный архитектурно-строительный университет. – Нижний Новгород: ННГАСУ, 2022. – 29 с. : ил. – Текст : электронный.

Ключевые слова: теплоэнергетика, теплотехника, теплотехнологии, топливный баланс, газотурбинные установки, парогазовые установки, электроэнергетика.

Рассмотрены и проанализированы технологии и оборудование в теплоэнергетике, применяемые в настоящее время. Приведены прогнозы на будущее теплоэнергетики до 2030 года. Изложены актуальные, современные рекомендации по улучшению настоящего состояния теплоэнергетики.

Предназначено обучающимся в ННГАСУ для подготовки к лекционным занятиям (включая рекомендации по организации самостоятельной работы) по дисциплине «Современные методы оценки эффективности теплоэнергетических систем» по направлению подготовки 13.04.01 Теплотехника и теплоэнергетика, профиль Тепломассообменные процессы и установки.

©Л.М. Дыскин, М.С. Морозов, В.П. Болдин 2022

©ННГАСУ, 2022

3

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПЕРСПЕКТИВНЫХ ТЕХНОЛОГИЯХ В

ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКЕ

Основа российской электроэнергетики – тепловые электростанции, ис-

пользующие органические топлива. Их общая мощность и количество выраба-

тываемой ими электроэнергии составляют – 65 % мощности и выработки всех электростанций страны.

Созданные, в основном, 20-50 лет назад крупные конденсационные элек-

тростанции оснащены энергоблоками 200, 300, 500 и 800 МВт. При мощности ниже 250 МВт они работают с докритическим (14 МПа), выше – сверхкритиче-

ским (24 МПа) давлением пара. Для них характерны высокие эксплуатацион-

ные показатели.

Особенностью российской электроэнергетики является широкое приме-

нение комбинированной выработки электроэнергии и тепла и централизованно-

го теплоснабжения от электростанций.

До настоящего времени потребности страны в новых энергетических мощностях и оборудовании многие связывают с исчерпанием имеющимися мощностями их физического ресурса и утратой по этой причине самой возмож-

ности их дальнейшей эксплуатации. В действительности такой подход непра-

вилен, так как действующие электростанции и их оборудование морально уста-

рели. Они работают с существенно более низкими, чем возможные уже сейчас,

а тем более в перспективе КПД, требуют повышенных объемов ремонтно-

восстановительных работ, большей численности обслуживающего персонала;

их работа сопровождается большими выбросами в окружающую среду.

Из общих соображений видно, что необходима плановая замена оборудо-

вания этих электростанций новым, отвечающим современным (перспективным)

требованиям и возможностям. Однако эти соображения не подтверждаются технико-экономическими расчетами, которые выполняются по принятым в нашей стране методикам и отражают сложившуюся в ней экономическую конъюнктуру. Общий итог заключается в том, что инвестиции в новые техноло-

4

гии и оборудование не выгодны энергокомпаниям даже без учета связанных с ними рисков. Такое положение характерно не только для России, но другие страны (например, Япония и ФРГ) находят возможность в рыночных условиях повышать техническую эффективность своей электроэнергетики. Их опыт це-

лесообразно использовать и в нашей стране.

В настоящее время в топливном балансе российских теплоэлектростан-

ций (ТЭС) природный газ является одним из основных видов топлива.

Ожидаемое существенное повышение цен на природный газ и старение оборудования газомазутных государственных районных электростанций

(ГРЭС) и теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) приведут в ближайшие пять-десять лет к ухудшению их конкурентоспособности. Поэтому необходимо осуществить техническое перевооружение этих электростанций с радикальным повышением их показателей применением парогазовых технологий.

Современные газотурбинные установки (ГТУ) достигли высокого техниче-

ского совершенства (см. табл. 1). Они работают с начальной температурой газов

1300-1400 °С, степенью сжатия 17-23 и КПД при автономной работе до 38,5 %. В 2000-2005 гг. на отечественных электростанциях были введены в действие ПГУ разного типа с параметрами и показателями, приведенными в таблице 2.

Расчетные показатели - мощность на клеммах электрического генератора и рассчитанный по ней КПД – в таблице 2 приведены к стандартным условиям ИСО: наружной температуре 15 °С, барометрическому давлению 101,3 кПа, без потерь давления на входе и выходе ГТУ. При этих же условиях проведено их сравнение с фактически полученными показателями.

Установки GT10C и V94.2 (ГТЭ-160) были испытаны в составе парогазо-

вых установок (ПГУ) мощностью 39 МВт (одна ГТУ + один котел-утилизатор +

одна паровая турбина) и 450 МВт (две ГТУ со своими котлами-утилизаторами

+ одна паровая турбина), КПД которых близки к 50 %. ГТУ GT-35 и LM2500+

установлены на ТЭЦ, газы после этих ГТУ направляются в подогреватели во-

ды, где вырабатывается близкое к электрической мощности или даже большее количество тепла.

5

Таблица 1 Основные технические показатели перспективных энергетических ГТУ большой мощности

Таблица 2 Параметры и показатели крупных ГТУ, введенных в эксплуатацию на отечественных ТЭС

Примечание: * – Размеры и масса первых трех типов ГТУ относятся к пэкиджу в заводской поставке, последних трех – к турбоблоку; ** – Рассчитана по стандарту ИСО.

6

Рис. 1. Характеристики переменного режима одновальных ГТУ: а – при изменении нагрузки; б – при изменении температуры наружного воздуха; 1 – относительная нагрузка ГТУ; 2 – относительный расход тепла в камеру сгорания; 3 – относительный расход воздуха; 4 – относительная температура газов за турбиной; 5 – КПД ГТУ; 6 – открытие ВНА

Испытания ГТУ GT10C, ГТЭ-110 и ГТЭ-160 были проведены не только на природном газе, являющемся для них основным топливом, но и на аварий-

ном жидком дизельном топливе, при этом получены практически такие же по-

казатели турбомашин, как и на газе. В случаях, когда испытания на газе и жид-

ком топливе приводились без большого разрыва по времени, было обнаружено некоторое (на ~ 2 %) увеличение расхода тепла топлива при одинаковых наг-

рузках. Характеристики испытанных ГТУ при частичных нагрузках показаны на рисунке 1 а. Для одновальных ГТУ характерно снижение расхода рабочей среды при постоянной температуре отработавших в турбине газов на начальном этапе разгружения при (0,5 – 0,6) < N эл < 1,0 и снижение температуры газов до

7

T2т (0,65 0,75)T2ном на холостом ходу при примерно постоянном расходе га-

зов на этапе дальнейшего разгружения.

Регулирование угла установки лопаток входного направляющего аппара-

та (ВНА) (разворот на ~ 30° на закрытие) позволяло уменьшать производитель-

ность компрессора на 27-30 %, КПД компрессора снижался при этом на 6-8 %.

Использование поворотного ВНА существенно улучшает показатели од-

новальных ГТУ при изменениях температуры наружного воздуха. Построенные по опытным данным зависимости некоторых из них для ГТУ V94.2 (ГТЭ -160)

показаны на рисунке 1 б, где приведены зависимости наибольших при данной наружной температуре параметров, соответствующих базовому режиму. Из ри-

сунка 1 б видно, что при низких зимних температурах, когда ограничена мощ-

ность ГТУ (tнар < −10 °С), можно, прикрывая ВНА, поддерживать примерно по-

стоянные расход и температуру отработавших в турбине газов, а, следователь-

но, пароили теплопроизводительность утилизирующего их тепло котла (подо-

гревателя) и параметры его теплоносителя.

Газотурбинные установки V94.2, введенные в эксплуатацию на Северо-

Западной ТЭЦ в середине 2001 г., работают в базовом режиме. В 2005 г. были проведены плановые ремонты этих ГТУ и их тепловые испытания. Полученные с их помощью результаты суммированы и приведены в таблице 3.

Из этих результатов следует, что изменения мощности ГТУ, восстанов-

ленных в результате ремонта, не превышали 2-2,5 %, что, вообще говоря, близ-

ко к погрешности их оценки.

8

В современных энергетических ГТУ большой мощности температура от-

работавших в турбине газов составляет 550-640 °С. Их тепло может быть ис-

пользовано для теплоснабжения или выработки и перегрева до 540-565 °С пара,

расширяющегося затем в паровой турбине. КПД таких парогазовых установок,

достигнутые уже на действующих ТЭС, составляют 55-59 %. Проработаны тех-

нически способы их повышения до 60-62 %. Кроме высокого КПД, для них ха-

рактерны умеренная удельная стоимость и высокая надежность.

Ряд готовых вариантов использования в энергетике мощных ПГУ приве-

ден в таблице 4. Особенно эффективно применение ПГУ и ГТУ при комбини-

рованной выработке электроэнергии и тепла. Показатели, достижимые при пи-

тании распространенных в России (около 300 шт.) теплофикационных турбин Т-100 и ПТ-80 паром, выработанным в котле-утилизаторе отработавшими в ГТЭ-160 газами (такие модули ГТУ-КУ используются на Северо-Западной, Ка-

лининградской и ТЭЦ-27 Мосэнерго), приведены в таблице 5.

При полной загрузке выхлопов паровых турбин их мощности, расход,

давление и температура пара на входе снижаются, но общая электрическая мощность энергоблока растет, а его КПД на конденсационном (конд.) режиме повышается до 49-49,5 %. При полной загрузке по теплу (комб. в табл. 4) выра-

ботка его немного повышается, а выработка электроэнергии на тепловом по-

треблении (электроэнергия/тепло) увеличивается от 0,46-0,57 до 1,12-1,17

МВт·ч на 1 Гкал. При этом в электроэнергию преобразуется 45,5-47 % всего расхода топлива. Аналогичные решения возможны и для турбин Т-250, но для них разработанного газотурбинного модуля пока нет.

Увеличение конденсационной мощности газовых ТЭЦ в черте города при установке на них современных ПГУ не является недостатком, в тех случаях, ко-

гда город испытывает дефицит электрических мощностей при достаточном ре-

зерве тепловых. Во всех случаях решение о выборе оборудования должно осно-

вываться на сравнении издержек производства и себестоимости электроэнергии и тепла в условиях конкретного объекта. Возможно, результатом таких сравне-

ний будет пересмотр бытующих представлений об оптимальных соотношениях

9

электрических и тепловых мощностей, коэффициентах теплофикации и режи-

мах ТЭЦ. Такое техническое перевооружение имеет практические трудности из-за недостатка или отсутствия места на площадках, действующих ТЭЦ, необ-

ходимости вывода увеличенной электрической мощности и круглогодичного газоснабжения. Оно будет возможно не во всех случаях.

Таблица 4

Типовые варианты мощных ПГУ