ВІКІСТОРІНКА
Навигация:
Інформатика
Історія
Автоматизація
Адміністрування
Антропологія
Архітектура
Біологія
Будівництво
Бухгалтерія
Військова наука
Виробництво
Географія
Геологія
Господарство
Демографія
Екологія
Економіка
Електроніка
Енергетика
Журналістика
Кінематографія
Комп'ютеризація
Креслення
Кулінарія
Культура
Культура
Лінгвістика
Література
Лексикологія
Логіка
Маркетинг
Математика
Медицина
Менеджмент
Металургія
Метрологія
Мистецтво
Музика
Наукознавство
Освіта
Охорона Праці
Підприємництво
Педагогіка
Поліграфія
Право
Приладобудування
Програмування
Психологія
Радіозв'язок
Релігія
Риторика
Соціологія
Спорт
Стандартизація
Статистика
Технології
Торгівля
Транспорт
Фізіологія
Фізика
Філософія
Фінанси
Фармакологія


СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ КОМБИНИРОВАННОЙ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ТЕПЛА НА ТЭЦ РОССИИ

Загрузка...

Г. Г. Ольховский, исполнительный директор ВТИ
(доклад на международном Конгрессе, посвященном
100-летию централизованного теплоснабжения и теплофикации)

Комбинированное производство электроэнергии и тепла является энергоресурсосберегающей технологией. Оно позволяет использовать 85-90% теплоты топлива, превращая значительную ее часть в электричество, принципиально более ценное, чем тепло. По сравнению с лучшими схемами раздельного производства общий расход топлива оказывается при этом на 20-25% меньше. Соответственно уменьшаются выбросы в окружающую среду.

Но в настоящее время теплофикация с комбинированным производством электроэнергии и тепла переживает в нашей стране серьезный кризис. Стоимость электроэнергии и тепла на многих ТЭЦ, особенно оснащенных устаревшим оборудованием, оказывается высокой, а их реализация по неразумно установленным тарифам - затрудненной. Положение усугубляется недостаточной надежностью теплосетей и значительными потерями тепла при передаче по ним. Многие потребители предпочитают строить собственные котельные и покупать электроэнергию других поставщиков. Причины такого положения носят двоякий технологический и институциональный (ценообразование, тарифы, налоги и т.д.) характер.

Рассмотрим только один из технологических аспектов проблемы: возможности повышения эффективности ТЭЦ с комбинированной выработкой электроэнергии и тепла.

В стране эксплуатируются сейчас 175 ТЭЦ с суммарной электрической мощностью 63,2 ГВт и тепловой мощностью 158 ГВт (т) или 136 тыс. Гкал/ч. В 2000 г. ими выработано 276 млрд кВт.ч электроэнергии (из них 157 млрд кВт.ч при работе по теплофикационному циклу) и 475 млрд кВт.ч (409 млн Гкал) тепла. В среднем выработка электроэнергии на тепловом потреблении составила 37% (0,43 МВт.ч/Гкал).

Номинальные показатели наиболее экономичных и широко распространенных паротурбинных установок ТЭЦ приведены в табл.1.

Концепция нынешних теплофикационных турбин возникла тогда, когда был дефицит электроэнергии, и необходимо было независимо регулировать работу по тепловому и электрическому графикам нагрузок. Отопительные ТЭЦ работают с сильно меняющимися в течение года тепловыми нагрузками. Электроэнергия, вырабатываемая летом менее экономичными турбинами ТЭЦ на плохом вакууме, не может конкурировать с энергией крупных конденсационных электростанций. Зимой развитые выхлопные части турбин потребляют энергию для преодоления трения, вентиляции и охлаждения последних ступеней.

Работа с тепловой нагрузкой приводит к снижению удельной электрической мощности паровых ТЭЦ, для которых вообще характерна умеренная выработка электроэнергии на тепловом потреблении. Наконец, удельная стоимость паровых ТЭЦ существенно выше, чем конденсационных электростанций.

Значительно повысить эффективность ТЭЦ, работающих на природном газе, можно путем использования на них газотурбинных и парогазовых технологий.

В современных энергетических ГТУ большой мощности температура отработавших в турбине газов составляет 550-600 ОС. Их тепло может быть использовано для теплоснабжения или утилизировано в паровом цикле, с повышением КПД комбинированной парогазовой установки до 55-58%, реально полученных уже в настоящее время. Возможны и практически применяются различные сочетания газотурбинных и паровых турбинных циклов. Среди них доминируют бинарные, с подводом всего тепла в камере сгорания ГТУ, выработкой пара высоких параметров в котле-утилизаторе за ГТУ и использованием его в паровой турбине. Они позволяют достичь высоких показателей не только при новом строительстве, но и при техническом перевооружении действующих ТЭЦ.

Газотурбинные ТЭЦ, в которых газы после ГТУ сбрасываются в водогрейный или паровой котел-утилизатор, где используются для выработки тепла (подогрева воды или генерирования пара) для внешних потребителей, наиболее просты. КПД современных ГТУ без учета выработки тепла достигает ri=N3;]/QTT=34-36% (Nэл-электрическая мощность, Qтт - тепло, подведенное в ГТУ с топливом). Выработка тепла практически не снижает этого КПД. Характерные соотношения при расчетных (номинальных) условиях приведены в столбце 3 табл. 1.

Для увеличения выработки тепла в периоды максимальных нагрузок могут использоваться котлы-утилизаторы ГТУ, оснащенные горелками для сжигания дополнительного топлива. Однако, сжигание топлива перед котлами-утилизаторами, так же как и снижение тепловой нагрузки (недоиспользование тепла отработавших в ГТУ газов), снижает эффективность ГТУ-ТЭЦ. Вследствие этого ГТУ-ТЭЦ наиболее привлекательны для промышленных ТЭЦ со значительной долей стабильной паровой нагрузки. Экономически они могут быть выгодными и при резко переменном графике тепловой и электрической нагрузки. Хорошим примером этого является Якутская ГРЭС (в сущности ТЭЦ) с восьмью ГТУ общей мощностью около 250 МВт, которая успешно эксплуатируется с 1971 г.

В ПГУ-ТЭЦ бинарного цикла ГТУ работает на котел-утилизатор, в котором генерируется и перегревается пар, поступающий, например, в общий коллектор и из него в имеющиеся паровые турбины.

Первая теплофикационная ПГУ бинарного типа - ПГУ-450Т - эксплуатируется сейчас на Северо-Западной ТЭЦ в Санкт-Петербурге пока без тепловой нагрузки. Ее схема позволяет изменять в широких пределах соотношение между электрической и тепловой нагрузкой, сохраняя общий высокий коэффициент использования тепла топлива.

Отработанный на Северо-Западной ТЭЦ модуль ГТУ - котел-утилизатор, генерирующий 240 т/ч пара, может прямо использоваться для питания турбин ПТ-60, ПТ-80 и Т-100 на действующих ТЭЦ. При полной загрузке их выхлопов расход пара через первые ступени этих турбин будет значительно ниже номинального. Пар можно будет пропустить при характерных для ПГУ-450 пониженных давлениях пара. Это и одновременное снижение температуры свежего пара до 500-510 ОС летом и даже несколько более низких значений зимой снимет вопрос об исчерпании ресурса таких турбин. Конечно, мощность паровых турбин в составе ПГУ будет, как это видно из табл. 2, ниже номинальной, но общая мощность блока возрастет более чем в 2 раза, а его экономичность по выработке электроэнергии будет независима от режима и существенно более высокой, чем лучших конденсационных энергоблоков.

Такое изменение показателей радикально влияет на экономичность ТЭЦ. Суммарные издержки на выработку на них электроэнергии и тепла снизятся, а конкурентоспособность ТЭЦ на рынках электроэнергии и тепла возрастет.

ГТУ с котлами-утилизаторами лучше всего располагать в новом главном корпусе на площадке действующей ТЭЦ. Старые котлы могут сохраняться в резерве для покрытия пиковых нагрузок или на случай перерывов в газоснабжении. (Они могут работать на мазуте). При использовании ГТУ такой же мощности, как паровые турбины, для обеспечения нужного для паровой турбины расхода пара потребуется две-три ГТУ и столько же котлов-утилизаторов.

Эффективность паротурбинной установки ПГУ-ТЭЦ сравнительно мало влияет на электрический КПД ПГУ, который остается высоким и составляет 46-50% без тепловой нагрузки и 42-47% при полном отпуске тепла. Вследствие этого ПГУ-ТЭЦ предпочтительны для длительной (5-7 тыс. ч/год) работы при значительной неравномерности тепловой нагрузки.

Применение ГТУ и ПГУ на ТЭЦ может быть очень широким. На ТЭЦ мощностью более 200 МВт (эл.), в топливном балансе которых природный газ занимает 90% или более, эксплуатируется около 300 паровых турбин мощностью 60-110 МВт, которые принципиально можно и целесообразно включить в ПГУ. Наибольшие выгоды можно получить, если такая замена будет осуществлена с увеличением электрической мощности ТЭЦ в 2-2,5 раза.

При необходимости природный газ может резервироваться дизельным или другим легким жидким топливом.

Важным обстоятельством является почти вдвое более низкая стоимость газотурбинных и парогазовых ТЭЦ по сравнению с паровыми.

Трудности, возникающие при техперевооружении ТЭЦ с использованием газотурбинных и парогазовых технологий, связаны с тесностью площадок, необходимостью вывода увеличенной мощности и обеспечения надежной круглогодичной подачи природного газа (или резервирования дизельным топливом), решением в проектах технических задач с минимальными капиталовложениями.

Возможности повышения экономичности угольных ТЭЦ не столь велики. Для них в близкой перспективе нет другой технологии кроме принятых сейчас паровых энергоустановок.

Для лучшего согласования их режимов с графиками нагрузок в принципе возможны:

- эксплуатация турбин ТЭЦ по тепловому графику в зимнее время и их останов на лето;

использование отдельного экономичного цилиндра низкого давления, на который летом
мог бы подаваться пар из теплофикационных
коллекторов;

- применение на ТЭЦ турбин типа КТ, высокоэкономичных на конденсационном режиме.

Все эти возможности нуждаются, однако, в более подробном рассмотрении и технико-экономическом обосновании.

Для повышения экономичности турбоустановок угольных ТЭЦ без изменения принятой на них технологии целесообразно снижать вентиляционный пропуск пара в ЧНД и конденсатор, уменьшать потери тепла с другими пароводяными потоками, поступающими в конденсатор, использовать высокоэффективные сетевые подогреватели, плотные маслоохладители, пароструйные эжекторы со смешивающими охладителями и т.д.

Много улучшений можно внести в котельные установки угольных ТЭЦ для повышения их экономичности и снижения выбросов. Во многих случаях, однако, для улучшения экологических показателей, их надо оснащать дорогостоящими системами газоочистки.

Применение технологии сжигания углей в циркулирующем кипящем слое (ЦКС) позволяет эффективно сжигать различные, в том числе малоинерционные и высокозольные, угли без подсветки газом или мазутом; связывать до 90% серы в технологическом процессе, подавая в топку известняк, и обеспечить вследствие невысоких (850-900 ОС) температур процесса горения умеренные (200-300 мг/м3) выбросы оксидов азота.

Около 150 котлов с ЦКС производительностью 170-250 т/ч пара целесообразно реализовать при техническом перевооружении угольных городских ТЭЦ, на тесных площадках которых трудно разместить серо- и азотоочистное оборудование.

В недалеком будущем на угольных ТЭЦ можно будет использовать ПГУ со сжиганием угля в кипящем слое под давлением, продемонстрированные уже за рубежом. Применение их позволит экономить на конденсационном режиме 10-12% топлива и снизить до 80-200 мг/м3 выбросы оксидов серы и азота, а также увеличить выработку электроэнергии на тепловом потреблении.

Широкое использование газотурбинных и парогазовых технологий на газовых ТЭЦ существенно изменяет их технико-экономические показатели и превращает их в коммерчески привлекательные предприятия.

Совершенствование угольных ТЭЦ с помощью технически ясных мероприятий также может существенно улучшить их экономичность.

Совершенствование технологий комбинированного производства электроэнергии и тепла является важной составляющей укрепления теплофикации в новых экономических условиях.

 

 

Загрузка...

© 2013 wikipage.com.ua - Дякуємо за посилання на wikipage.com.ua | Контакти