Главная | Обратная связь

Внедрение современного генерирующего оборудования

Разнообразие современного генерирующего оборудования чрезвычайно велико – от известных уже века традиционных паровых котлов до новейших высокотехнологичных газотурбинных установок и установок, использующих нетрадиционные виды энергоресурсов.

Если говорить о котельных установках, то можно вспомнить несколько их типов. К примеру, широко известны такие конструкции паровых котлов: цилиндрический; батарейный; жаротрубный; жаротрубно-дымогарный; горизонтально-водо-трубный; вертикально-водотрубный. Водотрубные котлы можно подразделить по способу организации движения теплоносителя – на прямоточные и барабанные, по форме корпуса и ряду других признаков. Некоторые типы котлов, такие как, например, жаротрубно-дымогарные котлы считались устаревшими, однако, в последнее время, с приходом новых технологий, снова заняли свое место в энергетике. Западные компании поставляют в Россию большое количество таких агрегатов. Тщательность и качество исполнения позволяют добиваться их высокой надежности и эффективности. Также поставки западных компаний привлекательны возможностью получить оборудование «под ключ». В частности очень популярны «контейнерные» поставки, когда буквально в одном транспортабельном контейнере поставляется готовая к использованию котельная или малая электростанция – от водоподготовки до систем автоматизации.

Очень часто при строительстве ТЭЦ в западных странах используют газотурбинные и парогазовые технологии. Эти установки весьма эффективны как с точки зрения экономичности, так и в плане сокращения ущерба, наносимого окружающей среде.

В малой энергетике России, в особенности – начиная с 90-х годов широко используются газопоршневые агрегаты (ГПА). В значительной мере это обусловлено благоприятным соотношением цен и к.п.д. этих агрегатов на рынке энергооборудования, что и привлекает покупателей. Вместе с тем, происходящее насыщение малой энергетики этими агрегатами настораживает, так как осуществляется без должной комплексной оценки надежности и эффектности их применения за весь период эксплуатации и связи с энергосистемой.

Установки на базе двигателей внутреннего сгорания бывают дизельными и газо-поршневыми. Дизельные агрегаты работают на солярке, а газо-поршневые – на топливной смеси газа и небольшого количества дизельного топлива (около 10%). При их работе теплота вырабатывается за счет утилизации теплоты уходящих газов, температура которых составляет 450-500 ⁰С. Электрический КПД таких агрегатов составляет около 40%, а коэффициент использования топлива достигает 90%. Подобные установки поставляются в Россию в основном из Германии, Австрии, Финляндии, Великобритании, Словакии, хотя имеются и отечественные компании, например, ОАО «Звезда-Энергетика» г. Санкт-Петербург.

К основным свойствам, присущим ГПА, можно отнести следующие: более высокий электрический к.п.д., принимая во внимание, что с увеличением единичной мощности ГТУ этот разрыв по к.п.д. интенсивно сокращается; меньшее соотношение тепловой и электрической мощности, (удельная выработка электроэнергии на ГПА в комбинированном процессе существенно выше); менее жесткие требования к давлению и качеству природного газа в подводящей газовой сети, что позволяет обходиться без дожимных компрессоров. Парогазовые (ПГУ) и газотурбинные установки (ГТУ) отличает следующее: ниже, по сравнению с ГПА выбросы вредных веществ; меньшая стоимость эксплуатации (запчасти, масло); большая надежность; легче работа в сети; ГТУ выгоднее и проще использовать в составе ТЭЦ.

Одним из самых эффективных способов экономии энергоресурсов является одновременная выработка теплоты и электрической энергии, которая называется теплофикацией. Теплофикация заключается в использовании внешними потребителями теплоты конденсации пара, уже совершившего в турбине механическую работу.

Использование теплоты конденсации, ранее теряемой при выработке электроэнергии в холодном источнике, значительно (примерно вдвое) повышает эффективность использования теплоты топлива. Первая в России система комбинированной выработки теплоты и электроэнергии (теплофикации) была создана в 1903 году в Санкт-Петербурге. В ноябре 1924 г. от ТЭЦ-3 г. Санкт-Петербурга начали теплоснабжение жилых домов. В настоящее время в России эксплуатируется 176 крупных ТЭЦ с суммарной электрической мощностью около 64000 МВт и тепловой мощностью около 160000 МВт. Эти ТЭЦ производят свыше 30% всей электроэнергии в стране.

Официальная энергетическая стратегия России в области теплоснабжения предусматривает сохранение доминирующей роли централизованного теплоснабжения на базе теплофикации, что обусловлено следующими факторами:

- в городах России имеются системы централизованного теплоснабжения;

- теплофикация обеспечивает значительную экономию органического топлива;

- достигается значительный экологический эффект.

Однако за последние 15-20 лет значительно снизилась надежность работы систем централизованного теплоснабжения. Наиболее уязвимым звеном в системе централизованного теплоснабжения являются тепловые сети, общая протяженность которых в России составляет более 200 тыс. км (в пересчете на двухтрубную систему). По имеющимся оценкам более половины трубопроводов в системах централизованного теплоснабжения уже выработали свой амортизационный ресурс.

Высокая степень физического и морального износа источников тепловой энергии также резко снижает эффективность теплоснабжения. Значительная часть районных водогрейных котельных, предназначенных для работы в пиковом режиме совместно с ТЭЦ, фактически работают раздельно от ТЭЦ в базовом режиме, что значительно удорожает отпускаемую тепловую энергию.

Низкая надежность систем централизованного теплоснабжения привела к такому состоянию, когда в периоды низких температур не может быть выдержан расчетный график температуры теплоносителя и вместо, например, воды с температурой 150 ⁰С, фактическая температура не превышает 100 ⁰С, что ведет к недоотпуску практически половины требуемой теплоты. По многим оценкам сверхнормативные потери в области теплоснабжения в настоящее время в России составляют 40-50%.

Указанные факторы привели к определенной децентрализации теплоснабжения. Доводы, побуждающие хозяйственные субъекты строить мини-ТЭЦ, следующие:

- низкая надежность или отсутствие тепловых сетей;

- затраты за подключение к тепловым и электрическим сетям велики;

- качество электрической и тепловой энергии низкое;

- непрерывный рост тарифов.

Срок окупаемости мини-ТЭЦ, как правило, не превышает трех лет. Однако тех, кто решил строить свои мини-ТЭЦ, ожидают три основные проблемы:

- так называемые лимиты на газ, поскольку в России фактически отсутствует реальный рынок газа;

- сложность получения у чиновников необходимых разрешений на строительство и ввод в эксплуатацию;

- недостаток оборотных средств из-за бедности отечественных предприятий.

Применение автономных источников теплоты и электроэнергии часто называют когенерацией, хотя по своей сути – это комбинированный процесс получения тепловой и электрической энергии в одном агрегате, т.е. то, что всегда называлось теплофикацией.

В холодное время года утилизация теплоты продуктов сгорания не вызывает проблем, однако летом лишь часть этой теплоты может использоваться для нужд горячего водоснабжения и получения пара для технологических нужд. Избыточное количество теплоты может быть использовано в теплое время года для производства холода с помощью абсорбционных холодильных машин. Процесс одновременного получения электроэнергии, теплоты и холода называют тригенерацией.

В качестве двигателя на мини-ТЭС можно использовать газотурбинные установки, двигатели внутреннего сгорания и паровые турбины.

На газотурбинных мини-ТЭС можно использовать отработавшие свой ресурс авиационные двигатели, мощность которых составляет от 1 до 12 МВт, хотя более экономично применять специальные газовые турбины, разработанные для энергетики. Основными недостатками газотурбинных мини-ТЭС являются низкий КПД по производству электроэнергии и, как следствие, большой расход топлива. Среди отечественных производителей таких установок следует отметить ОАО «Белэнергомаш» г.Белгород; ОАО «Пролетарский завод» г.Санкт-Петербург; ЗАО «Искра-Энергетика» г.Пермь.

Очень важным направлением энергосбережения для России является использование вместе с действующими паровыми котлами, давление пара которых превышает нужные для производства значения, небольших паровых турбин мощностью от 200 кВт до 5 МВт. Такие турбины разных типов производятся на отечественных турбинных заводах, например, в г. Калуге.

Среди методов повышения тепловой экономичности паротурбинных электростанций следует отметить следующие:

- регенерацию теплоты, под которой понимают использование теплоты рабочего тела, совершившего в цикле механическую работу, на другом участке цикла с целью уменьшения расхода исходной энергии;

- промежуточный перегрев пара, т.е. нагрев пара, проработавшего в турбине, до первоначального значения температуры;

- увеличение начальных значений давления и температуры пара;

- снижение конечного давления пара.

Значительного повышения экономичности ТЭС можно добиться рациональным комбинированием циклов. В настоящее время широкое практическое применение получил лишь парогазовый цикл, получаемый сочетанием газотурбинного и паротурбинного циклов. Парогазовые энергетические установки (ПГУ) позволяют повысить КПД электростанций на 8-10% при одновременном сокращении удельных капиталовложений и уменьшении загрязнения окружающей среды вредными веществами. Термодинамической основой такого комбинированного цикла является высокий уровень температуры подвода теплоты в ГТУ (900-1200 ⁰С) и низкий уровень отвода теплоты в конденсаторах паровых турбин (25-27 ⁰С).

В комбинированном парогазовом цикле воздух сжимается в компрессоре, нагревается при постоянном давлении и затем вмес­те с продуктами сгорания расширяется в газовой турбине (ГТ) до давления, близкого к атмосферному. Газы после ГТ имеют тем­пературу около 400-600 ⁰С и могут быть использованы, например, для нагрева питательной воды или, поскольку в них содержится большое количество кислорода, вместо горячего воздуха в топке обычного парового котла.

В парогазовых установках могут быть использованы раздель­ные контуры пара и газа, когда взаимодействие между ними осу­ществляется в поверхностных теплообменниках (бинарный цикл), однако газ и пар могут применяться и в виде смеси (монарный цикл).

Более широкое распространение получили бинарные парогазо­вые установки, которые можно разделить на три основных вида:

1. ПГУ со сбросом газов после газовой турбины в топочную ка­меру обычных паровых котлов. Газы содержат около 17% кисло­рода и используются вместо горячего воздуха. Утилизация тепло­ты уходящих из котла газов осуществляется в дополнительных ступенях, экономайзера; при этом уменьшается расход пара на регенеративный подогреватель питательной воды. Важными дос­тоинствами таких установок является возможность сжигания в топке котла твердого топлива и возможность раздельной работы газовой и паровой ступеней. Удельная стоимость ПГУ со сбросом газов в топку котла обычного типа близка к стоимости паротур­бинной установки или несколько ниже. На рисунке 10.6.1 представлена схема ГТУ со сбросом газов в паровой котел.

 

 

Обозначения: 1-воздух, 2-компрессор, 3-камера сгорания, 4,7-топливо, 5,9-турбины, 6-отработан-ные газы, 8-паровой котел, 10-отработанный пар, 11-конденсатор, 12-насос, 13-генератор.

Рис. 10.6.1 - Схема ГТУ со сбросом газов в паровой котел

 

2. ПГУ с высоконапорным паровым котлом (ВПК). В таких установках испарительные и пароперегревательные поверхности размещаются в тракте между компрессором и газовой турбиной. Поверхности нагрева высоконапорного парового котла работают в более плотной газовой среде при давлении 0,6-1,2 МПа.

Использование ВПК позволяет значительно снизить металло­емкость котла по сравнению с обычными паротурбинными уста­новками. Это объясняется интенсификацией процессов горения и теплообмена в котле. При горении топлива под высоким давле­нием увеличивается степень черноты факела и повышается ско­рость горения, что объясняется повышением плотности топливо-воздушной смеси. При повышении давления в топке ВПК значи­тельно увеличивается интенсивность теплообмена в интервале давления от 0,1 до 0,6 МПа, где тепловая нагрузка увеличивается в 1,5-2 раза. Последующее увеличение давления до 1,2 МПа по­вышает тепловую нагрузку примерно на 5%. Однако следует от­метить, что интенсификация процессов горения и теплообмена воз­можна только при использовании значительного количества леги­рованных сталей, а также применения для питания котла воды по­вышенного качества.

ВПК могут быть выполнены с естественной или многократной принудительной циркуляцией, а также прямоточного типа.

Недостатками установок с ВПК являются невозможность ис­пользования твердых топлив без их предварительной газифика­ции, невозможность раздельной работы паровой и газовой частей, сложность эксплуатации.

3. ПГУ утилизационного типа, в которых газы после газовых турбин используются для подогрева питательной воды, поступающей в котел, или в котлах-утилизаторах для получения пара.

В ПГУ утилизационного типа применяются обычно барабанные котлы часто двух давлений с многократной принудительной или естественной циркуляцией. При использовании температуры газа перед газовой турбиной выше 1100°С в котлах-утилизаторах полу­чают пар с температурой около 500°С без сжигания дополни­тельного топлива, а в случае сжигания дополнительного топлива температура пара повышается до стандартных значений.

В ПГУ с монарным циклом работу совершает смесь пара и газа. Парогазовая смесь образуется подачей нагретой воды или пара в поток газа за камерой сгорания, причем вода нагревается иногда до полного испарения за счет использования теплоты ухо­дящих из турбины газов. В такой ПГУ использование конденсатора становится нецелесообразным, и парогазовая смесь выбрасыва­ется в атмосферу, что определяет высокую температуру отвода теплоты. Кроме этого, даже при сжатии воздуха в компрессоре до 5-6 МПа подвод теплоты к водяному пару осуществляется при более низком начальном давлении, чем в паротурбинной установ­ке. Эти два фактора - неизотермический отвод теплоты и более низкое давление в процессе подвода теплоты к пару — определя­ют низкие показатели цикла таких ПГУ. Применение контактных конденсаторов с вакуумным компрессором также практически не повышает эффективности таких ПГУ из-за значительной затраты энергии (15-17%) на привод вакуумного компрессора.

Перспективность использования ПГУ определяется:

- повышением КПД;

- возможностью использования в качестве пиковых и полупико­вых агрегатов для получения дополнительной мощности за счет отключения калориферов или регенеративных подогревателей пи­тательной воды с подогревом ее газами газовой турбины и ис­пользованием газов вместо горячего воздуха;

- возможностью применения энерготехнологических теплофикационных ядерных ПГУ.

Значительный экономический эффект могут принести установки, в которых используются газотурбинные (ГТУ) или парогазовые (ПГУ) установки. В современных энергетических ГТУ большой мощности температура отработавших в турбине газов составляет 550-600 ⁰С (Использованы материалы из статьи д.т.н., профессора Г.Г. Ольховского «Совершенствование технологии комбинированной выработки электроэнергии и тепла на ТЭЦ России»).

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 h=N_эл/О_тт=34-36% (N_эл - электрическая мощность, О_тт -тепло, подведенное в ГТУ с топливом). Выработка тепла практи­чески не снижает этого КПД.

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. 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 ⁰С летом и даже несколько более низких значений зимой снимет вопрос об исчерпании ресурса таких турбин. Конечно, мощность паровых турбин в составе ПГУ будет 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.