Теплоэнергетика, 2021, № 2, стр. 34-40

ОСОБЕННОСТИ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ КРУПНЫХ ГОРОДОВ РОССИИ

Применение ПГУ с котлами-утилизаторами позволяет снизить удельные расходы топлива на ТЭЦ, особенно в летний период, когда тепловое потребление мало. Однако специфика условий эксплуатации ТЭЦ в большинстве крупных городов России, в частности в Москве и Санкт-Петербурге, состоит в том, что среднегодовое потребление тепловой энергии значительно превосходит потребление электроэнергии. Так, согласно [1], в 2006 г. в Москве было потреблено 48 280.0 млн кВт ⋅ ч (173.8 млн ГДж) электроэнергии, в том числе коммунально-бытовым сектором 21 529.2 млн кВт ⋅ ч (77.5 млн ГДж), потери составили 6249.6 млн кВт ⋅ ч (22.5 млн ГДж, или 12.94% выработанной энергии), в то время как тепловой энергии потреблено 419.1 млн ГДж (100.1 млн Гкал), в том числе коммунально-бытовым сектором 316.1 млн ГДж (75.5 млн Гкал), при этом суммарные потери тепла в теплосетях составили 28.05 млн ГДж (6.7 млн Гкал, или 6.7%). Из приведенных данных следует, что отношение годового теплопотребления к электропотреблению по Москве в целом составило 2.411, а по коммунально-бытовому сектору – 4.130.

Далее если предположить, что вся тепловая и электрическая энергия вырабатывается на ТЭЦ, оснащенных дубль-блоками ПГУ-450Т неизменной мощностью 450 МВт, и при этом в ночное время число работающих ПГУ уменьшается вдвое, а водоразбор на ГВС снижается втрое, то для годовой выработки тепла, в 2.4 раза большей выработки электроэнергии, при среднемесячных температурах наружного воздуха и подпиточной воды во внешнем источнике (устье Невы), определенных по [2] и [3], присоединенная максимальная тепловая нагрузка (при расчетной температуре воздуха –28°С) в пересчете на каждый дубль-блок ПГУ-450Т должна быть равна примерно 2326 МВт. В этом случае в начале отопительного сезона (при +8°С) отпуск тепла в пересчете на один дубль-блок ПГУ должен быть выше 860.6 МВт, что более чем вдвое превосходит максимальную мощность теплофикационных отборов ПГУ-450Т.

В реальности, несмотря на то что значительная часть электроснабжения Санкт-Петербурга приходится на долю ЛАЭС, присоединенная тепловая нагрузка для ТЭЦ с ПГУ-450Т по известным причинам значительно меньше, чем в приведенном примере. Тем не менее, как правило, она такова, что уже при температурах отопительного сезона около 0°С (а иногда и в течение всего отопительного сезона) отпуск тепла из отборов ПТУ ПГУ-450Т осуществляется при почти или полностью прикрытой диафрагме. Это обусловлено тем, что расход пара в турбину ПГУ примерно втрое ниже, чем в турбину паротурбинного энергоблока (ПТБ), при той же электрической мощности, что и ПГУ, а расход пара в отборах такой же или даже больше, чем у турбины ПТБ (особенно, если в ПТБ применяется промежуточный перегрев).

Коэффициент теплофикации на парогазовых ТЭЦ (ПГТЭЦ) большинства крупных городов России значительно меньше единицы. Это связано с тем, что ПГТЭЦ, как самостоятельные хозяйствующие субъекты, заинтересованы в повышении коэффициента использования тепла топлива в летний период вследствие снижения отвода тепла через конденсатор в окружающую среду из-за увеличения отпуска тепла в этот период, что требует увеличения присоединенной тепловой нагрузки и применения в отопительный сезон дополнительных источников тепла. В качестве таковых в отечественных проектах используют водогрейные котлы (КВГ), что имеет определенные недостатки, к числу которых относятся следующие:

во-первых, недобор мощности ПТУ в отопительный сезон, обусловленный как снижением паропроизводительности КУ и температуры пара перед турбиной в холодный период, так и прикрытием диафрагмы и повышением давления в теплофикационных отборах по мере снижения температуры наружного воздуха. Весь отопительный сезон мощность паровой турбины оказывается значительно меньше номинальной мощности турбогенератора ПТУ (в холодный период – около 65% номинала), что существенно снижает выработку электроэнергии в отопительный сезон и, соответственно, уменьшает годовой доход ПГТЭЦ;

во-вторых, существенное увеличение капитальных и эксплуатационных затрат, связанное с установкой и техобслуживанием водогрейных котлов;

в-третьих, увеличение расхода топлива из-за дополнительных потерь тепла с уходящими дымовыми газами и на растопку и (или) поддержание в горячем состоянии водогрейных котлов в теплый период отопительного сезона. Последнее связано с тем, что в этот период потребность во включении в работу водогрейного котла обычно возникает в часы несения малых электрических нагрузок (например, ночью), когда тепла теплофикационных отборов не хватает. Но в силу технологического минимума нагрузки водогрейных котлов (примерно 25–30%) тепловая мощность ПГТЭЦ при их включении возрастает скачкообразно, а в дневные часы по мере увеличения электрической мощности для внешнего потребления прирост тепловой мощности от КВГ становится избыточным.

МОДЕРНИЗАЦИЯ КОТЛОВ-УТИЛИЗАТОРОВ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ПГУ: ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ

Указанные недостатки могут быть устранены путем оснащения КУ блоками дожигающих устройств, которые осуществляют сжигание газового топлива в остаточном кислороде выхлопных газов ГТД непосредственно в КУ. Термодинамически БДУ более эффективны, чем КВГ, поскольку их применение не связано с увеличением выброса дымовых газов в окружающую среду. Они более экологичны по уровню выбросов NO_x и значительно экономичнее по капитальным и эксплуатационным затратам, чем КВГ.

Следует отметить, что применение БДУ в зарубежных ПГТЭЦ – это общепризнанное (типовое) решение. Наиболее известна ПГТЭЦ Nossener Brücke г. Дрезден (Германия), где каждый КУ оснащен двумя БДУ, из которых первым по ходу газов размещен на входе КУ по выхлопным газам газотурбинный двигатель – перед перегревателем пара высокого давления, а второй – перед хвостовым участком КУ – газовым подогревателем сетевой воды (ГСП), являющимся частью теплофикационной установки [4].

Однако типовое размещение БДУ в КУ – перед ППВД – в рассматриваемой теплофикационной ПГУ трудноприменимо и недостаточно эффективно по следующим причинам:

во-первых, вследствие необходимости выдерживать расстояние от горелок БДУ до поверхностей нагрева пакета труб ППВД не менее 5 м для выравнивания температуры и скорости газового потока [4], что приводит к увеличению как габаритов КУ, так и затрат на теплоизоляцию;

во-вторых, из-за относительно малого диапазона изменения тепловых нагрузок с помощью БДУ вследствие ограничений по допустимой температуре пара высокого давления перед турбиной и по допустимой температуре стенок труб последнего по ходу пара и первого по ходу газа поперечного ряда труб ППВД, что потребует применения более дорогостоящего жаропрочного металла для изготовления этих труб.

Указанные недостатки устранены в предложенном ОАО НПО ЦКТИ техническом решении [5] – при размещении БДУ перед испарителем высокого давления. Принципиальная тепловая схема модифицированного КУ приведена на рис. 2. Расстояние от БДУ до пакета ИВД может быть уменьшено до размеров, приемлемых для техобслуживания и ремонта, поскольку разверка и флуктуации температур по поперечному сечению газового тракта за БДУ не приведут к разверке температур воды и пароводяной смеси в трубах ИВД, так как температура воды в трубах ИВД постоянна и одинакова, а течение теплоносителей в ИВД происходит прямотоком (вода в ИВД поступает с горячего конца). При этом по мере прохождения газа через ИВД флуктуации температур газа нивелируются из-за увеличения локальных тепловых потоков в местах повышенных температур газа и, наоборот, снижения тепловых потоков там, где локальные температуры газа при прохождении ИВД оказываются ниже среднего значения.

Рис. 2.

Усовершенствованная принципиальная тепловая схема КУ ПГУ-450Т в варианте с барабаном НД, надстроенным деаэратором. 1 – ГТД; 2 – РК подачи топлива в камеру сгорания ГТД; 3 – турбогенератор ГТД; 4 – КУ; 5 – деаэрационное устройство; 6, 7 – барабаны-сепараторы НД и ВД; 8, 9 – насосы принудительной циркуляции ИВД и ИНД; 10 – электронасос рециркуляции конденсата через ГПК; 11 – питательный электронасос; 12 – ВВТО для нагрева подпиточной воды; 13 – РК подачи питательной воды в барабан-сепаратор ВД; 14 – РК подачи конденсата в деаэратор; 15 – РК рециркуляционного нагрева конденсата перед ГПК; 16 – РК рециркуляции конденсата через ВВТО; 17 – БДУ; 18 – экран ИВД; 19 – водяной перегреватель пара НД (ВППНД); 20 – циркуляционный насос по воде ВД; 21 – РК по греющей воде ВППНД; 22 – редукционное устройство (РУ); 23 – водяной подогреватель конденсата (ВПК) перед деаэратором; 24 – распределительный (тройной) РК по конденсату; 25 – РК подачи топлива в БДУ; 26 – РК сброса пара ВД в пиковый сетевой подогреватель (ПСП); 27 – РК сброса пара НД в ПСП; 28 – РК подачи пара НД из ПТ в деаэратор

Проблема теплозащиты и теплоизоляции стенок газового тракта решается технически просто – применением экранных испарительных поверхностей, являющихся частью ИВД.

Диапазон изменения тепловых нагрузок также может быть значительно увеличен при размещении БДУ перед ИВД благодаря следующим факторам:

дожигание топлива начинается при более низкой температуре газа за ПВД;

температура стенок водоохлаждаемых поверхностей (каковыми являются поверхности ИВД) гарантированно не превышает максимально допустимую;

температура пара перед паровой турбиной при размещении БДУ за ППВД снижается, а не увеличивается, вследствие чего давление перед паровой турбиной, меняющееся в примерно пропорциональной зависимости от произведения расхода пара G на квадратный корень от температуры T ($G\sqrt T $), повышается более плавно, чем при размещении БДУ перед ППВД.

Снижение температуры пара перед паровой турбиной не приводит к появлению слишком большой влажности пара в отборе в ПСГ1, поскольку происходит одновременно с повышением давления пара в отборах пара за ЦВД и перед закрытой диафрагмой (БДУ включают только при закрытой диафрагме паровой турбины).

Применение БДУ способно повысить расход пара в холодный период до максимального значения и благодаря этому улучшить маневровые характеристики ПГУ и увеличить коэффициент использования установленной мощности ПТУ практически без включения водогрейных котлов, являющихся в данном случае резервным источником тепла, и в итоге повысить годовую выработку электроэнергии и среднегодовой коэффициент использования тепла топлива на парогазовых ТЭЦ.

Высокая полнота сжигания топлива и устойчивость процесса горения в расширенном диапазоне эксплуатационных режимов работы БДУ могут быть достигнуты, например, благодаря применению устройств газоструйной стабилизации пламени [6]. Многочисленные теоретические и экспериментальные исследования, выполненные в разное время в СССР, США и Франции, показали, что применение в БДУ этих устройств в различных вариантах исполнения позволяет обеспечить:

комплексное решение вопросов смесеобразования и стабилизации пламени;

создание зоны повышенной турбулентности в потоке, увеличивающей скорость химических реакций;

необходимое охлаждение системы смесеобразования и стабилизации пламени;

регулирование температуры зоны циркуляции независимо от основного потока, что позволяет улучшить срывные характеристики горелок БДУ;

возможность плавного регулирования тепловой мощности БДУ с максимальной полнотой сжигания топлива на переменных режимах;

уменьшение потерь давления в газовом тракте КУ при обтекании БДУ.

Другие новые элементы приведенной тепловой схемы (см. рис. 2) – это водяной перегреватель пара низкого давления (ВППНД) 19 с циркуляционным насосом 20 и регулирующим клапаном (РК) 21 по греющей воде, примененный вместо газового ППНД, редукционное устройство (РУ) 22, водяной подогреватель конденсата (ВПК) 23 с распределительным (трехходовым) РК по конденсату 24 (для подогрева конденсата перед деаэратором в периоды больших тепловых нагрузок и снижения температуры конденсата за ГПК), а также РК 25 по топливу БДУ, сбросные РК по пару высокого и низкого давления 26 и 27, впускной РК 28 по пару низкого давления и пиковый сетевой подогреватель, включенный в теплофикационную установку ПТУ в качестве третьей ступени подогрева сетевой воды при больших (пиковых) тепловых нагрузках.

Замена газового ППНД на водяной произведена для повышения эффективности использования поверхностей теплообмена в период больших нагрузок, когда подача пара низкого давления в паровую турбину снижается в пределе до нуля. Остальные технические решения направлены на расширение диапазона использования БДУ в рамках действующих ограничений.

В частности, ограничивающим условием является требование не превышать номинальную мощность паровой турбины и максимально допустимое давление в барабане ВД, если принять во внимание тот факт, что с увеличением расхода пара высокого давления в турбину возрастает не только давление перед турбиной, но и потери давления в тракте ППВД. Если одно из этих ограничений становится активным, то дальнейшее повышение отпуска тепловой энергии путем увеличения подачи топлива в БДУ производят с отводом избыточного пара через РУ 22 и регулирующий клапан 26 в пиковый сетевой подогреватель по условию поддержания заданного давления перед ППВД или заданной мощности ПТУ.

Другие ограничивающие условия заключаются в поддержании в допустимых диапазонах давления в деаэраторе 5 (в барабане-сепараторе низкого давления 6), а также недогрева конденсата перед РК 14. Выполнение этих условий осуществляется последовательным включением в работу регулирующих клапанов 16, 21, 24, 27 и 28 по мере увеличения тепловой нагрузки.

В заключение следует отметить, что целесообразность оснащения КУ теплофикационных ПГУ блоками дожигающих устройств, размещенными за ППВД перед испарителями высокого давления, не ограничивается котлами-утилизаторами ПГУ-450Т, выбранными в качестве примера для иллюстрации возможности применения предложенных технических решений в ходе реконструкции существующего КУ ПГУ-450Т, поскольку по этим ПГУ накоплен значительный опыт эксплуатации на ТЭЦ с тепловыми нагрузками, характерными для крупного города. Напротив, регулирование по конденсатному тракту КУ с БДУ, размещенным перед ИВД, могло бы быть значительно упрощено в ПГУ при использовании бездеаэраторной тепловой схемы, разработанной в ОАО НПО ЦКТИ [7, 8], либо разработанной в ВТИ схемы [9] с вакуумной деаэрацией всего количества обессоленной воды и конденсата, поступающего из конденсатора паровой турбины в КУ.

ВЫВОДЫ

1. Применение водогрейных котлов в качестве дополнительных источников тепла на парогазовых ТЭЦ для покрытия тепловых нагрузок, превышающих тепловую мощность теплофикационных отборов ПГУ, имеет недостатки, которые могут быть устранены путем оснащения КУ блоками дожигающих устройств, осуществляющими сжигание газового топлива в остаточном кислороде выхлопных газов ГТД непосредственно в КУ.

2. Диапазон тепловых нагрузок может быть расширен, а эффективность применения БДУ значительно повышена путем его размещения в КУ перед испарителем высокого давления с применением водяного перегревателя пара низкого давления вместо газового ППНД КУ и водяного подогревателя конденсата перед деаэратором с необходимой запорно-регулирующей арматурой.

3. Высокая полнота сжигания топлива и устойчивость процесса горения в расширенном диапазоне эксплуатационных режимов работы БДУ могут быть достигнуты, в частности, благодаря применению устройств газоструйной стабилизации пламени в конструкции блоков дожигающих устройств.

4. На примере ПГУ-450Т показана принципиальная возможность осуществления предложенной модернизации котла-утилизатора без внесения изменений в конструкцию паровой турбины этой установки.