Теплоэнергетика, 2021, № 1, стр. 63-68

АНАЛИЗ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ ДЕЙСТВУЮЩИХ ТЭЦ И ФАКТОРОВ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИХ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИХ РАБОТЫ

Турбины типа Т эксплуатируются не только в расчетном теплофикационном режиме, но и с частичной теплофикационной нагрузкой и выработкой электроэнергии в конденсационном режиме, а также в чисто конденсационном режиме. Совмещение в паровой теплофикационной турбине типа Т возможностей конденсационного и теплофикационного режимов работы приводит к снижению энергетической эффективности по сравнению с реализацией этих режимов в отдельных агрегатах.

Даже при расчетном теплофикационном режиме для исключения перегрева выхлопа цилиндра низкого давления (ЦНД) некоторый расход пара направляется в конденсатор, что снижает эффективность работы турбины в этом режиме (коэффициент использования топлива может уменьшаться на 3–5%). Соответственно, коэффициент использования топлива снижается и при частичных тепловых нагрузках. Для повышения эффективности теплофикационного режима в течение многих лет ведутся работы по снижению пропуска пара в конденсатор и разрабатываются эффективные меры по охлаждению выхлопной части турбин [1]. Имеются также предложения по отключению ЦНД в теплофикационном режиме [2].

Продольный разрез теплофикационной паровой турбины SST5-5000 Siemens. 1 – подвод пара высокого давления; 2 – подвод пара горячего промежуточного перегрева (среднее давление); 3 – подвод пара низкого давления; 4 – отвод пара после ЦВД (холодный промперегрев); 5 – отвод пара на ПСГ-2 (регулируемый отбор пара); 6 – регулирующая заслонка на перепускной трубе; 7 – отвод пара на ПСГ-1 (нерегулируемый отбор пара)

Поскольку для регулирования тепловой нагрузки в проточной части турбины устанавливаются специальные диафрагмы и последняя ступень ЦНД спроектирована с учетом работы с минимальными расходами, то чисто конденсационный режим такой турбины по тепловой экономичности на 3–5% уступает конденсационной турбине на те же параметры пара.

В режимах с одновременной выработкой тепловой и электрической энергии тепловая экономичность дополнительно снижается из-за дросселирования пара в регулирующих диафрагмах.

Для повышения эффективности выработки электроэнергии в конденсационном режиме отпуск тепловой энергии можно осуществлять из нерегулируемых отборов высокоэкономичных конденсационных паровых турбин. Примером такого решения может быть расширение крупнейшей системы централизованного теплоснабжения Германии – тепловой сети Гамбурга – вследствие модернизации ТЭЦ Moorburg на угле. На этой ТЭЦ предусматривалась установка двух энергоблоков на ультрасверхкритические параметры пара электрической мощностью в конденсационном режиме 820 МВт. Максимальный отпуск тепла от одной турбины 325.6 МДж/с (280 Гкал/ч), при этом КПД ТЭЦ по отпуску электроэнергии превышает 46.5%, коэффициент использования тепла топлива при максимальном отпуске тепла составляет 61% [3].

Паровая турбина STF30C производства фирмы Alstom (Швейцария) предназначена для привода электрического генератора в составе энергоблока ПГУ-420 и отпуска тепла для отопления и горячего водоснабжения. В данную установку помимо указанной паровой турбины входят одна ГТУ типа GT26B (Alstom) и котел-утилизатор П-133 (разработка Alstom, изготовление ЭМАльянс).

На паровой турбине STF30C Alstom электрической мощностью 156 МВт реализовано регулирование подогревателей сетевой воды без дросселирования основного потока пара. Подача его в горизонтальный сетевой подогреватель (ПСГ) осуществляется с помощью клапанов на линиях отбора пара [4].

На рисунке представлена паровая турбина ПГУ фирмы Siemens SST5-5000 (ГТУ SGT5-4000F) электрической мощностью 135 МВт в конденсационном режиме и 68.9 МВт в теплофикационном. Отбор пара на ПСГ-1 осуществляется из нерегулируемого отбора ЦНД. Первый теплофикационный отбор пара выполняют из выхлопа цилиндра среднего давления (ЦСД). Для регулирования расхода этого пара в перепускной трубе к ЦНД установлена дроссельная заслонка [4]. Лопаточный аппарат реактивного типа в турбинах Siemens проектируется и изготавливается на основе двух- и трехмерного моделирования. Как правило, последние ступени ЦНД стандартизированы для большинства конструкций паровых турбин [5]. Отбор пара на производственные или/и теплофикационные нужды осуществляется из специальных (расширительных) камер с регулирующими клапанами. Именно так, из нерегулируемых отборов конденсационных турбин, на конденсационных и атомных электростанциях России производится теплоснабжение ближайших к ним городов.

В турбинах типа ПТ предусматривается отпуск как пара на промышленное производство, так и тепловой энергии на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение и выработку электроэнергии по конденсационному циклу. Проектная тепловая экономичность этих турбин может быть обеспечена при расчетных паровой и теплофикационной нагрузках. Практически же эти условия работы обеспечить невозможно, тем более что в связи со значительными структурными изменениями в промышленности России на многих ТЭЦ прекращен отпуск пара на производство.

Поскольку цилиндр высокого давления (ЦВД) турбины рассчитан на пропуск также и производственного пара, а ЦСД и ЦНД – только на пропуск пара в тепловые сети и в конденсатор, то при отсутствии производственного отбора эффективность работы этой турбины снижается из-за уменьшения полезного теплоперепада в турбине.

Значения, приведенные в таблице, иллюстрируют низкую экономичность выработки электроэнергии в конденсационном режиме турбин типов Т и ПТ, установленных на ТЭЦ России, по сравнению с конденсационной турбиной К-300-240. При одновременном отпуске тепловой и электрической энергии вследствие дросселирования пара в регулируемых диафрагмах турбин типов Т и ПТ показатели их конденсационной выработки еще более ухудшаются. Из представленных в таблице данных следует, что эффективность конденсационной турбоустановки существенно выше конденсационной выработки турбин типов Т и ПТ.

В связи с выработкой индивидуального ресурса и необходимостью повышения тепловой экономичности и электрической мощности существующих турбин Т и ПТ, отечественными предприятиями выполнен значительный объем исследований по их модернизации [6–8]. В частности, для некоторых ТЭЦ была проведена не только модернизация ЦСД турбин типа ПТ с увеличением теплофикационной нагрузки, но и разработка так называемых конденсационных приключенных турбин [9]. Однако хотя общая электрическая мощность и может быть увеличена благодаря созданию приключенных конденсационных турбин, но тепловая их эффективность при таком решении остается крайне низкой [9].

Высоких показателей экономичности позволяет добиться использование современных технических схем и методов расчета при проектировании модернизированных проточных частей паровых турбин. В них применяются саблевидные направляющие лопатки, цельнофрезерованные бандажи и эффективные уплотнения. При проектировании проточных частей используются методы оптимизации и гидродинамического моделирования, производится отработка не только лопаточного аппарата, но и внутренних паровых трактов [10].

При модернизации ТЭЦ важно также применять современные высокоэффективные конструкции теплообменных аппаратов разработки ОАО НПО ЦКТИ: подогревателей низкого давления, камерных подогревателей высокого давления деаэраторов, сетевых подогревателей. При этом в каждом варианте модернизации решается своя задача, обусловленная фактическими условиями эксплуатации турбины на конкретной ТЭЦ [9].

ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ И ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЭЦ С УЧЕТОМ СИСТЕМНОГО ПОДХОДА

Паровые турбины типов Т и ПТ создавались при высоких темпах развития промышленности и ограниченной производственной базе. В этих условиях было оправдано совмещение различных термодинамических циклов в одном агрегате.

Большой срок эксплуатации устаревшего оборудования на ТЭЦ и повышенные потери в тепловых сетях приводят к снижению энергетической эффективности ТЭЦ. Таким образом, в предельном случае может оказаться более предпочтительной раздельная выработка электрической и тепловой энергии. Соответственно, для производственных нужд представляется оправданным применять только турбины типа Р. А для теплофикационных нагрузок наиболее эффективно использование либо турбин ТР (с теплофикационным противодавлением), либо, при наличии конденсационных турбин большой мощности, нерегулируемых отборов пара. В последнем варианте отсутствуют регулирующие диафрагмы в проточной части турбины, что обеспечивает высокую тепловую экономичность конденсационного цикла.

В настоящее время при наличии газового топлива на ТЭЦ и благодаря применению ГТУ возможны существенно более экономичные решения.

Наиболее крупная теплофикационная турбина Т-250/300 -23.5 на сверхкритические параметры пара с промежуточным перегревом имеет выработку на тепловом потреблении 155–170 кВт ⋅ ч/ГДж (650–700 кВт ⋅ ч/Гкал). Получившие широкое распространение паровые турбины на докритические параметры пара Т-185 -12.8, Т-100/110 -12.8 и ее модификации, Т-175/210 -12.8 характеризуются удельной выработкой электроэнергии 140–155 кВт ⋅ ч/ГДж (600–650 кВт ⋅ ч/Гкал). Даже простейшая схема ГТУ с водогрейным котлом на уходящих газах обеспечивает выработку электроэнергии на тепловом потреблении на уровне паровых турбин типа Т при КПД равном 32% [около 153 кВт ⋅ ч/ГДж (640 кВт ⋅ ч/Гкал)], а при современных показателях тепловой экономичности ГТУ – около 40% [215 кВт ⋅ ч/ГДж (900 кВт ⋅ ч/Гкал)]. Для ПГУ удельная выработка электроэнергии уже превышает 360 кВт ⋅ ч/ГДж (1500 кВт ⋅ ч/Гкал).

Преимущество выработки электроэнергии в конденсационном цикле ПГУ очевидно. И даже современные ГТУ с тепловой экономичностью около 40% обеспечивают более эффективную выработку электроэнергии, чем паровые турбины. Например, в настоящее время в России созданы отечественные ГТУ электрической мощностью до 25 МВт. Внедрение ПГУ с выпускаемыми в России ГТУ мощностью 16 и 25 МВт, а также ГТУ с водогрейными котлами-утилизаторами энергетически более эффективно, чем использование паротурбинных установок с котлами. В частности, ВТИ разработал всережимную ПГУ мощностью 20–25 МВт. В ее состав входят ГТУ мощностью 16 МВт, котел-утилизатор с дожигающим устройством, теплофикационная паровая турбина 6/9 МВт. В конденсационном цикле КПД составляет 50.8%. В теплофикационном режиме максимальный отпуск тепла 58.6 ГДж/ч (14 Гкал/ч). При отключении паровой турбины отпуск тепла может составить 136 ГДж/ч (32.6 Гкал/ч) [11].

В условиях сравнительно небольших тепловых нагрузок вполне оправдано использование ГТУ относительно малой мощности (до 25–30 МВт) – это так называемая распределенная тепловая и электрическая генерация [12].

При развитии жилищного строительства возможным вариантом может быть не сооружение котельных, как нередко происходит в настоящее время, а ввод либо ГТУ отечественного производства до 25 МВт с водогрейным котлом-утилизатором, либо ПГУ на базе этих ГТУ. Ввод не слишком большой электрической мощности не может заметно изменить режим работы энергосистемы. При необходимости, как это делается за рубежом, при вводе такой энергетически и экологически эффективной установки возможные повышенные финансовые затраты компенсируются введением соответствующих тарифов на отпуск избыточной электроэнергии в энергосистему.

В условиях значительных тепловых нагрузок, особенно при таких больших потребителях тепла, как Москва и Санкт-Петербург, размещение теплофикационных ПГУ большой мощности может привести к производству электроэнергии в таком количестве, что возникнут проблемы передачи ее в другие районы и сложность обеспечения режимов работы энергосистемы в ночной период. Если так происходило уже при использовании паротурбинных установок, то эта проблема может тем более обостриться при введении в строй ПГУ, поскольку, например, для ПГУ-420 удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении возрастает до 480 кВт ⋅ ч/ГДж (2000 кВт ⋅ ч/Гкал). Поэтому для городов со значительной тепловой нагрузкой стоит насущная задача оптимизации структуры генерирующих мощностей, включающей в себя ПГУ, паровые турбины и отопительные водогрейные либо паровые котлы.

ВЫВОДЫ

1. Важным направлением повышения энергетической и экономической эффективности ТЭЦ является уменьшение выработки электроэнергии по конденсационному циклу на турбинах типов Т и ПТ.

2. При модернизации ТЭЦ целесообразно рассмотреть применение турбин типа ТР с максимальной эффективностью проточных частей.

3. Технико-экономическое обоснование модернизации конкретных ТЭЦ на газовом топливе обязательно должно строиться на системном подходе и содержать комплексный анализ использования паровых турбин, ПГУ и ГТУ с водогрейными котлами.