автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Разработка и исследование перспективных направлений энергосбережения в системе МОСЭНЕРГО

АО МОСЭНЕРГО

На правах рукописи

МАХАНЬКОВ АЛЕКСАНДР КИРИЛЛОВИЧ

и

и "

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ПЕРСПЕКТИВНЫХ НАПРАВЛЕНИЙ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ В СИСТЕМЕ МОСЭНЕРГО

Специальность: 05.14.14 - Тепловые электрические станции (тепловая часть)

ДИССЕРТАЦИЯ в виде научного доклада на соискание ученой степени кандидата технических наук

МОСКВА-2000

Научный руководитель

доктор технических наук Серебрянников Н.И.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук

С.Н.С.

Чаховский A.M.

кандидат технических наук

профессор

Марченко Е.М.

Ведущая организация: ОАО "Объединение ВНИПИЭнергопром"

Защита состоится 30 июня 2000 г. в 10 час. 30 мин. в аудитории Б-205 на заседании диссертационного Совета К-053.16.01. в Московском энергетическом институте (техническом университете) по адресу: Москва, ул. Красноказарменная, 17.

Отзывы на диссертацию (в двух экземплярах, заверенные печатью учреждения) просим выслать по адресу: 111250, Москва, Красноказарменная ул., 14, Ученый Совет МЭИ.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке МЭИ.

Диссертация в виде научного доклада разослана

3 ззо.з,о

Общая характеристика работы

Научный консультант работы - д.т.н., проф. Проценко В.П.

Актуальность проблемы. В условиях ограниченности топливных ресурсов, роста стоимости энергии и ужесточения экологических требований проблема энергосбережения не только приобретает особое значение, но и становится одним из важных факторов, направленных на решение многих актуальных задач современной российской энергетики. Об этом свидетельствуют и ряд постановлений и программ, принятых за последние годы на государственном, региональном и отраслевом уровнях. Среди них следует отметить Федеральную целевую программу «Энергосбережение России», программу энергосбережения РАО «ЕЭС России» и программу энергосбережения АО МОСЭНЕРГО на 2000 г. и на перспективу до 2005 и 2010 г.г.

Цель работы. Очевидно, что энергосбережение должно осуществляться на всех стадиях технологического процесса, начиная от добычи и кончая потреблением энергии. Настоящая работа посвящена проблеме энергосбережения на стадии производства и отпуска электроэнергии и теплоты ТЭЦ. на долю которых приходится 68% баланса мощностей в системе МОСЭНЕРГО. При этом в качестве объекта исследований и внедрения выбраны следующие перспективные направления энергосбережения:

- разработка, внедрение и исследования частотно-регулируемых электроприводов, позволяющих наиболее экономично регулировать производительность насосных и вентиляторных установок;

- разработка эффективных технологических схем газотурбинных и парогазовых ТЭС;

- анализ эффективности различных схем включения пароком-прессионных теплонасосных установок в теплофикационные системы;

- выбор наиболее эффективного термодинамического цикла и рабочего тела ТНУ. предназначенных для использования в системах «ТЭЦ-ТНУ»;

- сравнительный анализ и выбор типа приводного двигателя

ТНУ;

- разработка и внедрение на ТЭЦ турбодетандерных двигателей, утилизирующих энергию избыточного давления газа.

Научная новизна и значимость работы определяется тем, что: получен первый в России опыт по внедрению и исследованиям насосов, дымососов и вентиляторов с частотным регулированием привода; получен первый в России опыт по внедрению и исследованиям детандер-генераторных агрегатов и предложен способ дальнейшего усовершенствования установок на их основе; предложены усовершенствования схем

ГТУ и ПГУ-ТЭС; выполнен широкий комплекс исследований по обоснованию выбора схем и цикла ТНУ и их использованию в теплофикационных системах.

Практическая ценность н реализация результатов работы подтверждается: I) внедрением и успешной эксплуатацией, начиная с 1994 г., двух детандер-генераторных агрегатов на ТЭЦ-21, 16 частотно-регулируемых приводов насосов, дымососов и дутьевых вентиляторов на ТЭЦ-25 и 26 и на насосно-перекачивающих станциях Москвы в 19951999 г.г., 2) разработкой и обоснованием новых технических решений по газотурбинной и парогазовой технологии; 3) разработкой и обоснованием новых технических решений по выбору наиболее эффективного типа ТНУ и их включению в схемы действующих ТЭЦ.

Достоверность и обоснованность результатов обеспечивается:

- комплексом практически апробированных исследований внедренных агрегатов и оборудования;

- достигнутыми положительными результатами опытных исследований и длительным периодом эксплуатации этих агрегатов и оборудования;

- применением современных экспериментальных и расчетных методов и методик анализа и исследований.

Личный вклад автора. В докладе обобщены результаты разработок и исследований, выполненных в период работы автора в АО МОСЭНЕРГО в соавторстве, непосредственно автором или под его руководством.

Публикации по работе. По результатам выполненных работ опубликовано 18 трудов.

Апробация работы. Изложенные в докладе положения обсуждались на заседаниях НТО АО МОСЭНЕРГО, на Международном научно-техническом семинаре "Проблемы регулируемого электропривода для электроэнергетики", Москва, 4-10 октября 1999г.; на Всероссийском отраслевом совещании "Энергосбережение: проблемы, решения", Воронеж, 20-22 апреля 1999 г., на Международной научно-технической конференции "Состояние и перспективы развития электротехнологии", Иваново, 8-10 июня, 1999 г.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

I. ПРОБЛЕМА РЕГУЛИРУЕМОГО ЭЛЕКТРОПРИВОДА ДЛЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

Одним из важных направлений энергосбережения является снижение затрат энергии на привод механизмов собственных нужд электростанций: дутьевых вентиляторов, дымососов котлов, сетевых насосов, что достигается применением частотно-регулируемых электроприводов (ЧРП) с переменной частотой вращения. Применение ЧРП на дымососах котлов также позволяет оптимизировать работу автоматики разрежения в топке и газоходах, снизить присосы, повысить КПД котлов и надежность работы поверхностей нагрева за счет уменьшения перекосов температуры газов по сечениям газоходов. Соответственно, применение ЧРП на дутьевых вентиляторах котлов позволяет наладить работу автоматики горения, обеспечивая оптимальные избытки воздуха, повышение КПД котла и надежности работы поверхностей нагрева. Плавное изменение частоты вращения сетевых насосов позволяет исключить рециркуляцию и дросселирование сетевой воды, что помимо затрат мощности снижает кавитационную повреждаемость и износ сетей, улучшает регулирование температу р и расхода сетевой воды, повышает надежность работы бойлеров и задвижек на трубопроводах.

Поэтому были выполнены работы по внедрению ЧРП на дымососах котла №1 ТЭЦ-25 (2 ЧРП по 630 кВт), дутьевых вентиляторах котла №2 ТЭЦ-26 (по 2 ЧРП по 630 кВт) и на сетевых насосах первого подъема СН-14А и 6А (2 ЧРП по 1250 кВт каждый). Все ЧРП канадской фирмы "Аллен Бредли", преобразователи частоты которых оптимально согласуются с отечественными асинхронными двигателями.

Сетевые насосы ТЭЦ-25. Естественное несоответствие характеристик устанавливаемых на ТЭЦ сетевых насосов и гидравлической сети обуславливает необходимость регу лирования заданного гидравлического режима в летних, зимних и переходных режимах ТЭЦ. При этом избыточный напор наиболее эффективно снимать регу лированием частоты вращения сетевых насосов второго подъема. Поскольку насосы первого и второго подъемов гидравлически связаны, в большинстве случаев, как показано расчетами кафедры ПГТ МЭИ. целесообразно оснащать частотно-регулируемым электроприводом также и сетевые насосы первого подъема. Это позволяет осуществлять гидравлически связанное качественное регулирование сетевых насосов. При применении частотно-регулируемого электропривода, как показали моделирование и расчеты существенно расширяется диапазон регулирования установленных на ТЭЦ-25 сетевых насосов СЭ 5000-70 первого подъема, исключается рециркуляция, дросселирование задвижками на напоре. При этом установлено, что оптимально регулировать в группе два из

трех насосов первого подъема. Совместное регулирование насосов первого и второго подъема, как показали расчеты, позволяет получить экономию электроэнергии 4656 тыс.кВт-ч и 11412 тыс.кВт-ч соответственно. На основании этих, результатов было принято решение по установки в 2000 гг. на секциях "НИЗ" и "ВЕРХ" ТЭЦ-25 четырех частотно-регулируемых электроприводов - двух мощностью 1250 кВт на сетевых насосах первого подъема и двух (2500 кВт и 3150 кВт) на сетевых насосах второго подъема.

Дымососы котла №1 ТЭЦ-25. ЧРП также были оснащены дымососы типа Д-21,5 котла №1. Их эксплуатация показала, что потребляемая приводная мощность в режиме максимальных нагрузок при регулировании дымососа направляющим аппаратом (НА) не превосходит 400 кВт. Характеристики потребляемой дымососом Д-21,5 мощности приведены на рис.1, а сравнительные показатели эффективности частотного

/

60 80 100

Рис. 1. Характеристики дымососа типа Д-21.5 котла №1 ТЭЦ 25 Мосэнерго расчету 1998 г.

регулирования дымососов в табл.1, из которой следует, что экономия электроэнергии достигает I млн. 18 тыс. кВт-ч/год.

При полном оснащении сетевых насосов 1-го и 2-го подъема и дымососов ЧРП (всего б комплектов) годовая экономия электроэнергии на ТЭЦ-25 составит 17 млн. 86 тыс. кВт-ч, что эквивалентно экономии топлива 5522 ту.т./год.

Тягодутьевьге механизмы котла № 2 ТЭИ-26.

В марте 1999 г. на котле № 2 введены в эксплуатацию 4 ЧРП: два на дымососах типа ДН-24 х 2-0,62 и два на дутьевых вентиляторах типа ВДН-26-ПУ. В табл.2 приведены основные результаты расчетов эффективности ЧРП для дымососов.

Аналогичные оценки для дутьевых вентиляторов дали экономив электроэнергии при 2 ЧРП - 487 тыс. кВт-ч/год и экономию топлива -122 т у.т./год.

После ввода ЧРП на котле № 2 были проведены два этапа испытаний по определению их эффективности. На первом - измерялись режимные параметры при регулировании производительности тяго-дутьевых механизмов частотой вращения электропривода и при полностью открытых НА. Устанавливались коэффициенты избытка воздуха на выходе из топки и за дымососом. На втором - частота вращения привода устанавливалась постоянной, равной 595 об/мин, а регулирование производительности осуществлялось НА с поддержанием тех же коэффициентов избытка воздуха, что и на первом этапе. Полученные зависимости энергопотребления дымососов и дутьевых вентиляторов приведены на рис.2 и 3.

В табл.3 приведены значения затрат энергии на с.н. ТДМ (в

кВт.ч/т пара) при их регули ровании ЧРП для нескольких режимов, полученные разными способами.

Таблица 1

№ Показатель Нагрузки котла Показатели за год

высокие средние низкие

I. Пароггроизводителыюсть, т/ч 390 300 240

2 Расход топлива, т у.т./час 38 28 22

3 Мощность, потребляемая дымососом, кВт с НА с ЧРП 366 348 260 188 198 92

4 Снижение потребляемой мощности, кВт для 1 дымососа для 2 дымососов -18 -36 -72 -144 -106 -212

5 КПД НА 0,95 0,72 0,46

6 Расход электроэнергии на привод, кВт/т пара при регулировании НД при регулировании ЧРП 1,88 1,78 1,73 1,25 1,65 0,77

7 Длительность режима, ч/год 1260 2593 2830 6883

8 Потребление энергии, тыс. кВт-ч/год

без ЧРП 922 1348 1121 3391

с ЧРП 877 975 521 2373

9 Экономия электроэнергии при 2-х ЧРП. кВт-ч/год 45 373 600 1018

10 Экономия условного топлива, т у.т./год 215 119 114 246

Р15кВт

2ДС-А

—' ж* / 2ДС-Б

-

—//-

300 340 380 420 460

С^котла, т/ч

Рис. 2. Энергопотребление дымососов котла №2 ТЭЦ 26 Мосэ нерго при регулировании производительности:

_направляющими аппаратами

-----частотой вращения

Рис. 3. Энергопотребление дутьевых вентиляторов котла №2 ТЭЦ 26 Мосэнерго при регулировании производительности:

_направляющими аппаратами

-----частотой вращения

Таблица 2

Показатели Нал рузки котла За год

высокие средние низки

1 Паропроизводительность, т/ч 390 330 250

2 Расход топлива, т у.т./ч 38 32 25

3 Мощность, потребляемая, кВт

сНА 390 290 218

с ЧРП 364 206 108

4 КПД НА 0,93 0,71 0,5

5 Снижение потребляемой мощности, кВт

для 1 дымососа 26 84 110

для 2 дымососов 52 168 220

6 Расход, электроэнергии на привод, кВт/т пара

сНА 2 1,76 1,74

с ЧРП 1,87 1,25 0,86

7 Длительность режима, ч/год 1450 2593 2630 6673

8 Потребление электроэнергии, тыс. кВт.ч/год

при регулировании НА 1131 1504 1147 3782

при регулировании ЧРП 1056 1068 568 2692

9 Экономия электроэнергии при 2-х ЧРП, тыс. кВт-ч/год 76 436 576 1090

10 Экономия топлива, т у.т./год 26 140 110 276

Таблица 3

Способы оценки 1 режим 2 режим 3 режим 4 режим

По расчету 1,86 1,71 1,50 1,26

По показаниям счетчиков 1,80 1,63 1,51 1,21

По показаниям ваттметров 1,78 1,67 1,49 1,14

По нормативной характеристике 2,88 3,0 3,16 3,36

Видно, что получено достаточно хорошее совпадение расчетных и экспериментальных результатов.

Оценки показали, что среднее значение показателя при регулировании НА составляет 2,15, а ЧРП -1,55 кВт-ч/т пара, т.е. в среднем на 30 % меньше, что обеспечивает экономию в I млн 670 тыс. кВт-ч/год в расчете на диапазон нагрузок 420-300 т пара/ч и 7500 ч/год эксплуатации.

Следует также отметить, что установленная испытаниями неравномерность распределения нагрузки между дымососами и дутьевыми вентиляторами на котле № 2 не превышает в среднем 20 %. Невелик и разброс частот вращения ТДМ. На этом основании принято решение проработать вопрос о "групповом" ЧРП, когда к одному преобразователю частоты подключается два двигателя, что позволит улучшить экономические показатели.

Выполненные на ТЭЦ-25 и 26 работы, а также разработки по ЧРП позволили разработать программу его внедрения в системе АО МОСЭНЕРГО на период до 2005 года. За период 1996-1999 г.г. введено в эксплуатацию 16 ЧРП. В 1999-2000 г.г. намечено ввести в эксплуатацию еще 9 ЧРП. Таким образом, к концу 2000 г. общая мощность установленных ЧРП достигнет 27770 кВт. При этом средняя экономия электроэнергии в расчете на 1 кВт составит 1556 кВт-ч/год.

В заключение необходимо отметить, что использование ЧРП ведет не только к экономии электроэнергии на привод двигателей, но и позволяет повысить эффективность режимно-технологических процессов на электростанциях В частности, наряду с повышением уровня автоматизации упрощаются режимы работ блоков на скользящих параметрах пара и самозапуск электропривода после глубоких снижений напряжения или перерывов в электроснабжении, повышается надежность работы оборудования, появляется возможность дальнейшей оптимизации процессов сжигания топлива и снижения выбросов в атмосферу продуктов сгорания. Иными словами появляются дополнительные выгоды от экономического фактора, который должен учитываться при комплексном подходе к обсуждаемой проблеме.

2. РАЗВИТИЕ ГАЗОТУРБИННОЙ И ПАРОГАЗОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ

В АО МОСЭНЕРГО

2.1. ПГУ сбросного типа с пылеугольиымм наровымн котлами

Использование газотурбинных и парогазовых технологий на ТЭС является одним из основных направлений развития мировой энергетики. АО МОСЭНЕРГО одним из первых в России приступило к реализации стратегического курса на внедрение газотурбинной технологии. Более 20 лет эксплуатируются 3 пиковых ГТУ-100 на ГРЭС-3 им. Классона. Установлены и испытываются два головных образца ГТУ-150. Они приняты в промышленную эксплуатацию. Рассматривается целесообразность сооружения электростанций с ГТУ в городах Московской области, прорабатывается их установка применительно к условиям ТЭЦ-9. ТЭЦ-16, ТЭЦ-20, ТЭЦ-21, ТЭЦ-28. В 1995 г. был выполнен проект строительства ГТУ-ТЭЦ электрической и тепловой мощностью 68 и 186 МВт для г. Электростали. Здесь в 1999 г. была введена в эксплу атацию ГТУ-ТЭЦ с газовой турбиной 6-Т-35 фирмы "АББ". Такие малые ГТУ-ТЭЦ, имеющие относительно низкие стоимость и сроки окупаемости, предназначены для автономного энергоснабжения районов [3-5. 7-11].

Вторым перспективным направлением работ АО МОСЭНЕРГО является парогазовая технология, применяемая на электростанциях как с целью модернизации существующих так и при строительстве новых ТЭС. Одной из важных задач этой технологии является расширение области ее применения за счет использования не только природного газа, но и других видов энергетического топлива, в первую очередь у гля, что отвечает долговременной стратегии развития энергетики страны. Задача успешно решается применением ПГУ сбросного типа (ПГУС) с пылеугольными котлами, причем с минимальными переделками стандартного оборудования, позволяя значительно повысить экологические и энергетические показатели ТЭС [8]. Отработавшие газы газовых турбин здесь используются и в системе пылеприготовления (СГТП) котла и непосредственно в качестве окислителя для сжигания угля, поскольку содержание кислорода в зависимости от уровня начальной температуры газа составляет от 17% при ti = 800°С и до 12,5% при t, = 1250°С. При низких значениях окислителя резко ухудшается процесс горения угля, увеличивается механический недожог и снижается КПД котла. Поэтому необходимы новые технические решения, отличающиеся от ранее применяемых. К ним относятся предварительное охлаждение газов, добавок холодного воздуха. Другой особенностью является частичное вытеснение регенерации, что ведет к увеличению расхода пара через последние ступени паровой турбины и увеличение нагрузки электрогенератора и требует согласования с заводом-изготовителем оборудования.

Рис.4. Принципиальная тепловая схема сбросной ПГУ с замкнутой системой пылеприготовления. 1-газовая турбина; 2-компрессор; 3-камера сгорания ГТ; 4-бункер сырого угля; 5-устройство нисходящей сушки; 6-сепаратор; 7-молотковая мельница; 8-котельный агрегат; 9-горелка котла; 10-сбросные сопла; 11-забор топочных газов на сушку; 12-сброс ПСГТ в конвективные поверхности котла; 13-ДЭВД; 14-ДЭНД; 15-забор уходящих газов на сушку; 16-паровая турбина; 17-дымосос; 18-выброс ПСГТ в атмосферу.

Разработки показали, что для работы в составе 11ГУС следует использовать новые модификации турбин, таких как К-225 и К-ЗЗО ПО "JIM3". В результате (применительно к Кузнецкому и Березовскому углям) была разработана тепловая схема ПГУС (рис.4). Схема обеспечивает необходимую температуру сушильного агента на входе в систем} пылеприготовления и сушки топлива путем подмешивания к продуктам сгорания газовой турбины (ПСГТ) отработавшего сушильного агента (ОСА), воздуха или уходящих газов котла. Количество окислителя, поступающего в топку котла с ПСГТ, может превышать необходимое для горения топлива, что вынуждает отказаться от воздухоподогревателя (ВП). В этом случае, для утилизации теплоты продуктов сгорания, после основного экономайзера котла могут устанавливаться дополнительные газоводяные теплообменники, связанные по водяной стороне с системой регенерации паровой турбины. В схеме также предусмотрена возможность сброса части отработавших газов ГТУ в конвективную шахту котла.

На рис.5 приведена расчетная схема тепловых потоков ПГУС с замкнутой системой пылеприготовления.

N,r N,"

Рис.5. Схема тепловых потоков сбросной ПГУ.

Ос , О" - теплоты сжигаемого газа и угля; Хгэ, .V" - электрические мощности ГТУ и ПТУ; Окт - теплота отработавших газов ГТУ. направляемая в (замкнутую) систему пылеприготовления и в котел; рСПП _ СуММЗрная теплота: теплота присадки холодного воздуха с СПП и теплота, выделяемая в СПП при работе мелящих органов; О, -теплота продуктов сгорания ГТУ и отработавшего сушильного агента, посту пающие (за вычетом потерь 0„от) в котел; Опк - полезная теплота, сообщаемая в паровом котле свежему пару и пару промперегрева;

I7TV

Qnjy - теплота, подводимая к ПТУ за вычетом потерь; Qnom - отработавшая теплота ПТУ.

С учетом принятых обозначений получим следующие соотношения КПД, по выработке электроэнергии ГТУ (по физическому методу):

Л/г V хтг.авт ¡s „г _ -у э _ лЛ; "'уэ _ "-N г.авт , . ч

Чэ--;-= —:-= -—-—Пэ (')

Qc-Якт Qcd-Pyx) 1~Ру*

где М§'авт - электрическая мощность ГТУ при ее работе в автономном электрическом режиме со сбросом газов в атмосферу; т]1'авт -электрический КПД ГТУ при работе в автономном режиме, т.е. абсолютный электрический КПД ГТУ; KN = Мгэ N* aem - коэффициент снижения мощности ГТУ при ее работе в составе 111У (за счет повышения давления газа на выхлопе турбины); (Зут = QKm Огс доля отработавшей теплоты, содержащейся в выхлопных газах. Тогда КПД ПГУС брутто можно определить из выражения:

„ПГУ _Nl+к _ 1+Апгу ...

Пэ ~Q^Q"C=_/_()

„л „ / », а | I/ г.ашт Пг -Ппр-Ппг.-! '+Рсбр) Къ'-П,

где: п" •Птр'Ппк' электрический КПД ПТУ, транспорта теплоты и парового котла, соответственно; f}c6p =Qe Q" - доля теплоты, подводимой со сбросными энергоносителями; А пп -Ыгэ / N" - энергетический коэффициент ПГУ.

Результаты расчетов схемы ПГУС, включающей ГТУ-У94.2 фирмы „Сименс" и ПТУ-К-300-240 JIM3, показали, что при 100 % нагрузке: мощности ГТУ и ПТУ составят 145,2 и 300 МВт, электрический КПД ГТУ -32,1% и ПГУС - 44,5%. Так как КПД брутто исходного паротурбинного блока равен 38,6 %, то переход на ПГУС дает абсолютное увеличение КПД на 5,9%.

Сбросная парогазовая схема может быть реализована на ГРЭС-24, выполненные исследования свидетельствуют о возможности повышения экономичности паротурбинного энергоблока на базе К-300-240 до 4346% в зависимости от типа применяемых ГТУ [4].

2.2. Анализ режимов отпуска теплоты от ГТУ-ТЭЦ

Оттек теплоты от ГТУ-ТЭЦ имеет свою существенную специфику по сравнению с паротурбинными ТЭЦ 9, 10, 11]. Она определяется

тем, что во втором случае отбор пара на теплофикационные нужды сопровождается недовыработкой мощности, которая тем меньше, чем ниже параметры пара. Отсюда стремление снизить расчетную температуру на выходе из сетевых подогревателей турбин, обеспечивая ее повышение при низких температурах воздуха за счет нагрева теплоносителя до 150°С в пиковых водогрейных котлах. Для ГТУ-ТЭЦ теплота на теплофикацию является отработавшей теплотой цикла, т.е. по существу высокопотенциальным вторичным энергоресурсом, который всегда целесообразно использовать в максимально возможной степени. При этом температура теплоносителя в подающей линии тепловых сетей может составлять 180-200°С, что повышает их удельную теплопроизводитель-ность и снижает стоимость за счет сокращения количества теплоносителя.

Передача теплоты от отработавших газов к сетевой воде осуществляется через сетевой теплообменник, который может выполняться в виде парового котла-утилизатора (КУ) или газоводяного теплообменника (ГВТО). Возможен вариант их комбинации (рис.6), реализующий универсальную схему ГТУ-ТЭЦ и позволяющий отпучскать технологический пар и горячую сетевую воду. Обычно уходящие газы ГТУ, имеющие температу ру 550-600°С, сначала охлаждаются в парогенери-рующей части КУ, где генерируют технологический пар. После экономайзера КУ газы ГТУ направляется в ГВТО, где нагревает сетевую воду. Предусмотрены рециркуляция части этой воды для подержания ее температуры на входе выше 60°С во избежание низкотемпературной коррозии, а также паровой сетевой подогреватель, играющий роль пикового нагревателя для увеличения отпуска теплоты на отопление.

Надежный отпуск теплоты от ГТУ-ТЭЦ при любых нагрузках ГТУ может быть обеспечен с помощью устройства дожигания топлива. При этом возможны три режима работы ГТУ: полностью утилизационный режим работы ГТУ без дожигания, режим с дожиганием топлива в среде уходящих газов и режим остановленной ГТУ, когда включается дутьевой вентилятор дожигания (ДВД), и топливо сжигается в дополнительной камере сгорания (ДКС), обеспечивая условия и состав газов, близкий к уходящим газам ГТУ. Это достигается с помощью вентилятора рециркуляции. Для обеспечения нужной температуры воды и регулирования отпуска теплоты используется рециркуляция с подмешиванием сетевой воды.

Типовой годовой график отпуска теплоты от ГТУ-ТЭЦ может бьггь обеспечен несколькими блоками ГТУ с ГВТО путем их поочередного включения. При этом пиковая часть нагрузок обеспечивается за счет пикового источника или дожигания. Для оценки эффективности способов отпуска теплоты были выполнены расчёты применительно к ГТУ-ТЭЦ г. Электросталь с использованием 2, 3 и 4 ГТУ типа вТ-Ю

ГТУ; ГТ - газовая турбина 1 ТУ; ДКС - дополнительная камера сгора ния; ДВД - дутьевой вентилятор дожигания; КУ - котел-угилизатор; Д - деаэратор; КН - конденсатный насос; ПН - питательный насос; ГВ ТО - газоводяной теплообменник; ВР - вентилятор рециркуляции; ТО - теплообменник; ПВК - пиковый водогрейный котел; ПСП - паровой сетевой подогреватель.

фирмы «АББ». Результаты расчетов показали, что по общему расходу топлива (с учетом дополнительного расхода условного топлива в количестве 320 г/кВт-ч на замещающей мощности) варианты практически равноценны [10].

3. АНАЛИЗ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ И СХЕМ ВКЛЮЧЕНИЯ ТЕПЛОНАСОСНЫХ УСТАНОВОК В СИСТЕМУ ТЕПЛОФИКАЦИИ

3.1. Особенности парокомпрессионных ТНУ как источников теплоснабжения

По сравнению с теплоисточниками традиционного типа ТНУ имеют следующие преимущества:

1) Являются полностью - при электрическом приводе или в значительной степени при газотурбинном приводе экологичными устрой-

ствами, позволяющими значительно улучшить экологическую обстановку в городах.

2) Экономят от 20-30 до 60-70 % топлива и при этом могут замещать теплоисточники практически любой мощности, например, от домовых до районных котельных, что делает ТНУ крупнейшей современной энерго- и природосберегающей технологией.

3) Универсальны по отношению к виду "приводной" первичной энергии, что увеличивает масштабы использования ТНУ и позволяет улучшить топливные балансы и структуру региональных и общероссийского ТЭК.

4) Массовое использование ТНУ позволит снизить количество потребляемого регионами и городами топлива, его транспортные потоки, т.е. снизить их зависимость от внешних поставок.

5) При дефиците мощностей возможно использование для привода, ТНУ электроэнергии в часы провала нагрузок.

6) Обеспечиваются минимальные сроки сооружения теплонасос-ных станций, не превышающие I года.

Опыт Швеции, где более 15 лет используется ТНУ с единичной теплопроизводительностью в 10-15 МВт (13 ТНУ). в 20-30 МВт (24 ТНУ) и 40-80 МВт (4 ТНУ), свидетельствует о возможности создания теплонасосных станций (включающих насколько ТНУ) теплопроизводительностью до 200-300 МВт.

3.2. Выбор рабочего тела термодинамического цикла ТНУ

Существует два ограничения, определяющих масштабы применения ТНУ. Это - выбор рабочего тела цикла ТНУ. связанный с запрещением ранее применяемых озоноразрушающих фреонов, и наличие эко-номггчного и производительного низкопотенциального источника теплоты, в качестве которого может быть эффективно использована отработавшая теплота турбин ТЭЦ. Выбор рабочего тела зависит от назначения ТНУ. Одним из них является обеспечение технологического (например, нагрев подпиточной воды тепловых сетей на ТЭЦ) или бытового горячего водоснабжения, когда осуществляется нагрев воды от 5-15°С до 60-100°С. Как показано исследованиями МГОУ, в этих условиях обычно используемый в качестве эталонного обратный цикл Карно уступает по своей энергоэффективности эталонному циклу Лоренца, т.е. цикл\', в котором процесс отвода теплоты от рабочего тела и нагрев теплоносителя производятся при переменной температуре. Оба образцовых цикла показаны на рис.7, из которого видно, что затраты потребляемой на привод компрессора мощности в цикле Лоренца значительно ниже. Соответственно, примерно вдвое увеличивается коэффициент преобразования (рис.8). Практически цикл, близкий к циклу Лоренца, может быть реализован при использовании в качестве рабочего тела веществ.

Рис. 7. Образцовые циклы ТНУ. "4-За-2-1а" -циклКарно; "4-3-2-1" - цикл Лоренца.

И

30

Рис. 8. Зависимость коэффициента преобразования теплоты от температуры нагреваемой воды на выходе из ТНУ для цикла Лоренца (1) и Карно (2).

имеющих в процессе отвода теплоты закритические параметры. Таким наиболее приемлемым веществом является диоксид углерода. Он дешев, досту пен, не горюч, не взрывоопасен, не ядовит, не разрушает озоновый слой, хорош о совместим с конструкционными материалами, имеет высокую термическую устойчивость. Его недостаток - сравнительно большое давление на выходе из компрессора является относительным, так как параметры на уровне 10-14 МПа при температурах 70-100°С в применении к теплоэнергетике далеки от высоких и, кроме того, повы-

шенное давление вместе с малой степенью увеличения давления в компрессоре способствует компактности и снижению стоимости установки.

Для выяснения энергоэффекгивности циклов ТНУ с разными рабочими телами выполнены термодинамические расчеты циклов с диоксидом углерода, а также фреоном 12, аммиаком и пропаном, реализующим обычный докритический цикл. Причем фреон 12 выбран в связи с широким применением и тем, что альтернативные озонобезопасные фреоны (11-134, Я-142 и др.) по своим термодинамическим и теплофизи-ческим свойствам достаточно близки к 11-12, характеристики которого в среднем отражают уровень показателей, достигнутый фреоновой холодильной и теплонасосной техникой, КПД компрессора и электродвигателя приняты: т]х = 0,8; г]эде = 0,9; температура нагреваемой воды на входе в ТНУ - 5°С; температура низкопотенциального теплоносителя на входе - 12°С, на выходе - 9,5°С. Результаты расчетов приведены в табл.4.

Таблица 4

Рабочее тело

№ Показатель Темпера- аммиак R-12 пропан диоксид

тура на- углерода

грева во-

ды, "С

1 Действительный коэф- 30 8,60 8,98 9,38 10,1

фициент преобразова- 50 5,21 5,74 5,60 6,77

ния 70 3,93 4,47 4,44 5,25

2 Объемный расход 30 3,90 6,48 4,55 0,856

рабочего тела, м3/сек 50 3,61 6,08 4,29 0,802

70 3,36 5,76 4,07 0,759

3 Объемная теплопроиз- 30 5,90 3,60 5,12 27,:2

водительность, 50 6,45 3,93 5,36 29,1

МДж/м3 70 4,93 4,05 5,65 30,7

4 Степень повышения 30 2,3 2,08 2,01 1,56

давления в компрессо- 50 3,96 3,37 3,15 2,00

ре 70 6,39 5,16 А,12 2,52

5, Максимальное давле- 30 1,28 0,804 1,18 6,50

ние в цикле, МПа 50 2,20 1,30 1,85 8,30

70 3,54 2,00 2,77 10,5

Видно, что наибольший коэффициент преобразования ц. во всем диапазоне температур имеет цикл с диоксидом углерода, а наименьший - с аммиаком. При этом с ростом температуры нагреваемой воды преимущество первого увеличивается, достигая 20-35 % по сравнению с альтернативными рабочими телами. Показатели объемного расхода на входе в компрессор и объемной теплопроизводигельности определяют компактность установки, а степень повышения давления в компрессоре -число его ступеней. По всем этим показателям вариант с диоксидом углерода также вне конкуренции, превышая показатели других вариан-

тов, например, удельной теплопроизводительности от 4,5 до 7,5 раз. Более низкая степень повышения давления позволяет вместо многоступенчатых компрессоров использовать более простые центробежные нагнетатели, аналогичные тем, которые применяются на газоперекачивающих станциях. Наряду с максимальной энергоэффективностью, эти результаты свидетельствуют о возможности создания крупных и особо крупных ТНУ на диоксиде углерода.

3.3. Анализ схем использования ТНУ в теплофикационных системах

Важным фактором, ограничивающим масштабы использования ТНУ, является наличие доступного и экономичного низкопотенциального источника теплоты (НПИТ). Для систем теплофикации таковыми являются два источника: отработавшая теплота турбин ТЭЦ и вода в обратных линиях тепловых сетей. Помимо прочего, использование этих НПИТ позволит снизить потери охлаждающей воды в испарительных градирнях и тепловлажностное загрязнение среды. Поскольку в качестве расчетного принимается режим с максимальной загрузкой теплофикационных отборов турбин, когда количество отработавшей теплоты минимально, то максимально возможная теплопроизводительность ТНУ определяется количеством отработавшей на ТЭЦ теплоты. Это условие относится к обоим видам НПИТ, т.е. и к ТНУ, непосредственно использующим отработавшую теплоту на площадке ТЭЦ, и к ТНУ, размещаемым вблизи потребителей и использующим в качестве НПИТ воду в обратных линиях тепловых сетей, поскольку ее переохлаждение в испарителях ТНУ должно быть скомпенсировано за счет отработавшей теплоты. В противном случае потребуется затраты дополнительного топлива на ТЭЦ, что приведет к снижению энергоэффективности ТНУ.

В табл.5 приведены количества отработавшей теплоты на ТЭЦ АО МОСЭНЕРГО. Например, для ТЭЦ-23 минимальное количество отработавшей теплоты турбин приходится на март и составляет 124 тыс. Гкал/мес или 194 МВт, что отвечает максимальной тепловой мощности ТНУ 240 МВт (при ¡л = 5). Для ТЭЦ-25 эти значения соответственно составят 340 МВт и 420 МВт. Если исходить из суммарных величин отработавшей теплоты по всем ТЭЦ, то минимум придется на январь -1400 тыс. Гкал или 2200 МВт, что соответствует общей мощности ТНУ в 2750 МВт.

На рис.9 и 10 приведены схемы включения ТНУ в теплофикационные системы. С целью согласования расходов охлаждающей воды конденсаторов и сетевой (или подпиточной) воды на всех схемах показан промежуточный контур с теплообменником как наиболее универсальное решение. На рис.9 «а» и «б» представлены схемы

ПК

Рис. 9. Варианты схем включения ТНУ при их размещении на площадке ТЭЦ. К - конденсатор, ПТ - промежуточный теплообменник, СП - сетевой подогреватель, ПК - пиковый котел, Г - подводящие и отводящие трубопроводы градирни, Н1,Н2 - нагреватели, ПВС - подпиточная вода теплосети, 1св°6р, -температуры сетевой воды на входе и выходе из ТЭЦ, -температура нагрева в ТНУ подпиточной воды сетей.

последовательного и параллельного включения ТНУ в основной контур сетевой воды. Первая схема может быть реализована при необходимости увеличения проектной тепловой мощности ТЭЦ, когда теплофикационные отборы турбин задействованы полностью и отсутствует возможность увеличения пропускной способности тепловых сетей. В этом случае дополнительная мощность обеспечивается за счет повышения

проектного значения температуры > . Вторая схема предполагает сохранение проектной температуры () и обеспечивает

ПК

Вариант "а'

-'-X-

N

ТНУ

а

тп(0

Рис. 10. Вариаты схем включения ТНУ при их размещении в районе теплопотребления.

К - конденсатор, ПТ - промежуточный теплообменник,

СП - сетевой подогреватель, ПК - пиковый котел,

ТП - тепловой потребитель, ВВ - водопроводная вода,

ГВС - горячее водоснабжение, ОТ - отопительный теплообменник,

Н1 ,Н2 - нагреватели воды,

Г - подводящие и отводящие трубопроводы градирни

повышение мощности ТЭЦ за счет увеличения пропускной способности сетей.

В обеих вариантах переохлаждение сетевой воды в испарителях ТНУ должно быть полностью восстановлено в промежуточном теплообменнике (ПТ) контура циркуляционной воды, т.е. температура сете-

вой воды на входе в сетевые подогреватели турбин должна быть равна проектной температуре при отсутствии ТНУ.

Недостатком схем «а» и «б» (последней в меньшей степени) является относительно высокий уровень температур нагрева теплоносителя при одновременном ограничении возможностей цикла Лоренца (из-за повышенных температур на входе в теплообменник - нагреватель ТНУ, достигающих 40-50°С и более, что приводит к снижению энергоэффективности цикла (из-за роста потерь при дросселировании). В этом плане выигрывает схема рис.9 «в», где в ТНУ осуществляется нагрев подпи-точной воды тепловых сетей. Поскольку объемы подпиточной воды на ТЭЦ велики, например, на ТЭЦ-23 до 1000-1500 м3/ч, то расход теплоты на ее нагрев, осуществляемый за счет охлаждения воды в подающей магистрали ТЭЦ весьма значителен. Поэтому использование ТНУ по данной схеме представляет практический интерес. Здесь возможны два крайних варианта решения. Минимальный нагрев подпиточной воды до

/« = 30°С, необходимый для ХВО, и максимальный нагрев до 90-100°С с целью дальнейшего подмешивания к основному потоку нагретой в СП воды, что позволит увеличить проектную тепловую мощность ТЭЦ. Важной особенностью этой схемы является низкая расчетная температура воды на входе в ТНУ - 5°С, позволяющая полностью реализовать преимущества цикла Лоренца с диоксидом углерода. В частности.

коэффициент преобразования ТНУ при = 30°С достигает 10,1, а

при 90-100°С - 4,3 - 4,0, что существенно выше, чем для других рабочих тел.

На рис.10 приведены схемы ТНУ при их размещении в районе теплопотребления: вариант «а», когда общий поток обратной сетевой воды делится на 2 потока - возвращаемого после охлаждения в испарителях ТНУ на ТЭЦ и циркулирующего в районе потребления, обеспечивая дополнительный подвод теплоты; вариант «б», когда ТНУ используется на ЦТП, обеспечивая отопительную нагрузку потребителей путем частичного нагрева теплоносителя перед его поступлением в отопительный теплообменник, и вариант «в», когда ТНУ не включается в существующие системы теплоснабжения потребителей, а используется автономно, обеспечивая дополнительную нагрузку ТП-2. По энергоэффективности первая схема аналогична схеме рис.9 «б». По сравнению с ней схема рис.10 «б» имеет более высокую энергоэффективность, так как в ней меньше температура нагрева теплоносителя в ТНУ.

Важным преимуществом варианта «в» перед первым является то, что автономное использование ТНУ существенно повышает конструктивно-технологические возможност и оптимизации систем «ТНУ-потребитель теплоты» с целью повышения конкурентоспособности ТНУ, например, за счет применения низкотемпературного отопления

при строительстве новых и модернизации существующих объектов теп-лопотребления.

3.4. Анализ энергетической эффективности вариантов теплоснабжения

Включение ТНУ в схемы ТЭЦ приводит к выработке дополнительной тепловой мощности или к частичному вытеснению теплофикационных отборов турбин, в связи с чем возникает вопрос о сравнительной эффективности двух способов нагрева теплоносителя - с помощью пара и с помощью ТНУ. Известная сложность такого подхода заключается в необходимости сравнения показателей двух противоположных термодинамических циклов - прямого и обратного. Вместе с тем оба способа основываются на одном и том же механизме выработки теплоты: либо за счет затрат мощности на привод ТНУ, либо за счет недовыработки мощности отбираемым паром, которую также можно рассматривать как затраты мощности, связанные с производством теплоты. Поэтому и для второго способа можно использовать коэффициент преобразования некоторого условного обратного цикла, обеспечивающего тот же нагрев теплоносителя, что и пар теплофикационного отбора, и при этом потребляющего мощность, равную недовыработанной мощности.

Исходя из этого критерия, были определены значения коэффициентов преобразования для двух вариантов перспективных теплоисточников - турбины Т-250/300-240 и крупных ТНУ, работающих - в зависимости от принятого диапазона температур - по наиболее эффективным термодинамическим обратным циклам: Лоренца - при температуре теплоносителя на входе в ТНУ 5-15°С и Ренкина при температуре на входе в ТНУ более 30-40°С. При этом при определении параметров греющего пара и теплоносителя принимались проектные значения, принятые для сетевых подогревателей турбины Т-250/300-240. Для теплообменников ТНУ и промежуточного теплообменника минимальные температурные перепады принимались равными 5°С. Значения недовыработки мощности отбираемым паром принимались на основании данных Е.Я.Соколова. Результаты приведены в табл.6.

Согласно табл.6 использование ТНУ на площадке ТЭЦ по схемам рис.9 «а» и «б» в зимнем режиме неоправдано, так как даже в более эффективном варианте «б» на единиц}' теплоты затрачивается в 1,7 раза больше энергии, чем теряется от недовыработки мощности турбиной. Соответственно не имеет смысла использовать ТНУ на площадке ТЭЦ для обеспечения нагрузок ГВС в летнем режиме работы по схеме рис. 9 «б» (при отключенных отборах турбин), так как в этом случае необходимо увеличивать температуру теплоносителя до 70°С, что с учетом неоптимальной для цикла Лоренца температуры на входе в ТНУ 25-

30°С вместо 5-15°С) снизит коэффициент преобразования до 4-4,2, что значительно меньше турбинного варианта нагрева (4,8). Приведенное в табл.6 значение коэффициента преобразования - 5,5 относится к размещению ТНУ в районе теплопотреблення по схеме 10 «в».

Сравнивая его с показателем турбинного варианта ГВС, необходимо учитывать дополнительные потери теплоты в магистральных теплопроводах ТЭЦ. В результате получим среднегодовое значение коэффициента - 4,2. Эта разница показателей энергоэффективности еще более увеличится при использовании газотурбинного привода ТНУ. Отсюда следует перспективность применения ТНУ на диоксиде углерода, работающих по циклу Лоренца по схеме рис.10 «в», для целей круглогодичного обеспечения нагрузок ГВС. •*

Перейдем к схеме нагрева подпиточной воды тепловых сетей (рис.9 «в»). Необходимо отметить, что идея ее нагрева с помощью ТНУ, непосредственно использующих отработавшую теплоту турбин в качестве НПИТ, представляет интерес по двум причинам: во-первых, увеличивается полезный отпуск теплоты от ТЭЦ и, во-вторых, создаются наиболее благоприятные условия для реализации самого эффективного цикла Лоренца с использованием диоксида углерода, имеющего, как показано выше, множество преимуществ, включая возможность создания наиболее мощных ТНУ с минимальной стоимостью.

Таблица 6

№ Режим работы теплоисточника

Показатели Зимний Летний Нагрев подпиточной

воды тепловых сетей

1 Схема включения ТНУ Рис. 9«а», Рис.10 «в Рис. 9 «в Рис. 9 «в»

«б»

2 Температура теплоносителя на входе, °С:

в СП турбины 36,4 25 5 5

в ТНУ 36,4 15 5 э

Температура теплоносителя на выходе,0 С:

3 из СП турбины 99 70 30 4 99

- из ТНУ 90 60 30 99

4 Обратный образцовый Цикл Цикл Цикл Цикл

цикл ТНУ Ренкина Лоренца Лоренца Лоренца

5 Коэффициент преобразования энергии:

- для турбинного варианта 4,2 4,8 20 4,2

нагрева 2,52) 5,53)

- для теплонасосного 10,1 4,0

варианта нагрева

Примечание:

1) Нагрев подпиточной води до 30°С в турбинном варианте осуществляется по схеме рис.9 «в» с заменой ТНУ на промежуточный теплообменник.

2) Величина определена для минимальной мощности отработавшей теплоты турбины 30 МВт, что отвечает необходимой температуре испарения рабочего тела ТНУ 27°С при температуре конденсации 104°С.

3) Среднегодовая величина, отвечающая коэффициентам преобразования 5 - летом (и = 15°С) и 6 - зимой (и = 5°С).

Вместе с тем, из табл.6 следует, что вариант нагрева подпиточной воды до 30°С с помощью ТНУ значительно проигрывает вариашу, когда нагрев осуществляется отработавшим паром с помочью промежуточного теплообменника «циркуляционная-подпиточная вода», даже по энергетическому показателю. Потеря мощности турбины из-за ухудшения вакуума, в расчетном зимнем режиме работы оказывается вдвое меньше, чем требуется на привод компрессора ТНУ. При этом в летнем режиме, когда температура циркуляционной воды существенно повышается, потери мощности еще более снижаются.

Учитывая, что экономический выигрыш при замене ТНУ на ПТ окажется еще более значительным, данный вариант применения ТНУ в системе ТЭЦ является неоправданным.

Иная ситуация имеет место при нагреве подпиточной воды до температуры на выходе из СП турбин, что при необходимости обеспечит выработку дополнительной тепловой мощности ТЭЦ за счет ТНУ. Коэффициент преобразования здесь увеличивается с 2,5, не отвечающего требованиям конкурентоспособности ТНУ, до близкого к турбинному варианту значения 4,0. При использовании газотурбинного привода ТНУ эффективный коэффициент преобразования увеличивается на 3040%, что делает теплонасосный нагрев экономичнее турбинного. При предельной загрузке теплофикационных отборов и необходимости в дополнительном отпуске теплоты его можно обеспечить либо о помощью ТНУ, либо котельных. Поэтому сравнивать энергоэффективностъ ТНУ, как и технико-экономические показатели в целом, следует не с турбинами ТЭЦ, а с котельными, что еще более повысит конкурентоспособность данного варианта использования ТНУ в теплофикационных системах.

При достижении максимальной теплопроизводительности ТЭЦ в качестве альтернативных вариантов кроме ТНУ для целей ГВС также могут рассматриваться ТНУ, размещенные вблизи потребителей по схеме 10 «в» и обеспечивающие общие нагрузки отопления и ГВС, т.е. вытесняющие энергорасточительные и неэкологичные котельные.

4. ВЫБОР ТИПА ПРИВОДНЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ КОМПРЕССОРА ТНУ

4.1. Сравнительный анализ электрических (ЭТНУ) и газотурбинных (ГТНУ) ТНУ.

Универсальность ТНУ по отношению к виду приводной энергии позволяет использовать разные типы двигателей для привода компрессора. Для рассматриваемой области использования ТНУ представляют интерес три типа двигателей: электрических, газотурбинных и турбоде-тандерных. Преимущественное распространение в мировой энергетике получили ЭТНУ. Вместе с тем, по мере развития газотурбинной техники и роста мощностей ТНУ все большее применение получат ГТНУ, особенно в странах, к которым относится и Россия, где в качестве топлива широко используется газ. Важным преимуществом ГТНУ перед ЭТНУ является их более высокая энергетическая эффективность, связанная с утилизацией отработавших в ГТУ газов. Это обеспечивает максимально возможную экономию топлива при замещении ГТНУ других теплоисточников. Кроме того, использование ГТНУ позволяет решать проблему привода ТНУ при дефиците электро генерирующих мощностей. Важным преимуществом ГТНУ также является большая номенклатура намеченных к выпуску и выпускаемых газотурбинных двигателей с высоким КПД, достигающим 35-37 %, и мощностями от 2,5 до 110 МВт, что перекрывает весь спектр возможных мощностей теплонасосных станций.

Рассмотрим энергетические показатели ЭТНУ и ГТНУ, приняв в качестве критерия коэффициент использования первичной энергии Кпэ, равного отношению полученной потребителем теплоты к затраченной на ее выработку и доставку эквивалентной теплоты первичного топлива.

Для электрической, топливной котельной, ЭТНУ и ГТНУ этот

коэффициент соответственно равен:

ъгэл _„>я _ _ ' - _эл ' тп / 1 \

кпэ -Птр'ПтЭС 'ЛЛЭП "Лен 'Vrnp

(2)

(3)

(4)

где: Птр^тр^7ЭС-ЛгтУ'Л^,Плэп-Псм-соогв^сгвй1шо\ КПД транспорта топлива и транспорта теплоты к потребителю; КПД ТЭС нетто, КПД ГТУ и КУ; коэффициенты, учитывающие потери электроэнергии и затраты энергии на собственные нужды теплоисточника.

K-пэ — Vmp ' Лку ' tig ' Vmp

ГЭТНУ _m „ м „ ЭТНУ „mn Апэ -Vmp' ЧТЭС ' ЧЛЭП 'И'Леи 'Vmp

тгГТНУ m Г ,/;''" i 1 ГТНУ mn

Кпэ =т1тр-[г1гТУ -M+fi-ni.ny )<*yx[jlcn 'Imp

ц - @ТИУ - коэффициент преобразования энергии цикла ЭТНУ

Мэдв

(Отну, Н>да -теплопроизводительность и мощность электродвигателя); оСух - доля утилизируемой теплоты отработавших газов ГТУ.

Выражение для К^иу можно преобразовать к виду (3 ):

гГТНУ _т „ ,, _ ГТНУ тп г Лг>\

пэ -Чтр'ПгТУ Нэф-Чсн -Лшр ИЗ)

О-ТНУ IX

где: ц3ф = //•/? =--— эффективный коэффициент преоб-

n гту

разования ГТНУ;

¡3 - коэффициент, учитывающий увеличение коэффициента преобразования за счет утилизации в ТНУ отработавшей теплоты ГТУ, равный:

_2 | (^~Г!1,ГТУ )аух ЯТНУ М'Л ГТУ

В табл.7 приведены значения Р, а в скобках эффективные коэффициенты преобразования ГТНУ, полученные при 0,75. Видно,

что фактор утилизации отработавшей теплоты в ГТНУ играет исключительно важную роль, повышая в 1,2-1,6 раз. _ _ _ __Таблица 7

КПД ГТУ Коэффициент преобразования цикла ЭТНУ.

3 4 5 6

0,3 1,58(4,73) 1,44(5,75) 1,35(6,75) 1,29(7,75)

0,35 1,46(4,38) 1,35(5,40) 1,28(6,40) 1,23(7,38)

0,4 1,38(4,13) 1,28(5,12) 1,23(6,15) 1,19(7,13)

На рис.11 приведены коэффициенты использования первичной энергии для ЭТНУ, ПНУ и котельных. Видно, что энергоэффекгив-ность ГТНУ значительно выше ЭТНУ. Так, для р = 4 и т]^ = 0,35 затраты топлива на производство единицы теплоты в ГТНУ в 1,5 раза меньше, чем в ЭТНУ - при их электропитании от высокоэкономичных ГРЭС и до 2,2 раза меньше - при электропитании от менее эффективных ТЭС. Чтобы иметь близкие к ГТНУ показатели энергоэффективности приводная электроэнергия для ЭТНУ должна вырабатываться на ТЭС о парогазовым цикл ом с КПД 50-54 %, откуда следует, что ЭТНУ будут стимулировать развитие данного перспективного направления в тепло-

к""*

0,2 ■ О •3

0,4 -0,2 -

4

5

6

0 -3

4

5

т-

6

Рис. 11. Коэффициент использования первичной энергии для ЭТНУ, ПНУ и котельных

энергетике. В этом случае массовое использование ТНУ обеих типов станет крупнейшей энерго- и природосберегающей технологией.

Ситуация существенно улучшается при использовании ЭТНУ для ГВС, включенной по схеме рис.10«в» (табл.6), когда среднегодовое зна-

ГТНУ

чение ц равно 5,5. В этом случае значения Кпэ составляет 0,94 при г|те = 0,25 и 1,4 при Tine = 0,37, что обеспечивает снижение удельного расхода топлива по сравнению с котельными в 1,35 и 2 раза. Однако при

этом KfJHy = 1,85, что дает рекордное снижение расхода топлива по сравнению с котельными - в 2,7 раза.

4.2. Энергосберегающие детандерно-генераторные агрегаты

ДГА - это установки, вырабатывающие механическую или электрическую энергию за счет утилизации избыточного давления природного газа на газораспределительных станциях и газоредуцируюхцих пунктах. Их использование рассматривается во многих странах, как одно из направлений энергосбережения.

В 1994 г. на ТЭЦ-21 введен в эксплуатацию первый в РФ энергокомплекс из 2-х ДГА мощностью по 5 МВт, разработанный ОАО "Криокор". Схема комплекса показана на рис. 12.

В 1998 г. "МОСЭНЕРГОПРОЕКТОМ" выполнено ТЭО на внедрение ДГА на ТЭЦ-23 и 26. Программой энергосбережения АО МОСЭНЕРГО предусматривается довести суммарную мощность ДГА на ТЭЦ до 70 МВт, что обеспечит экономию 140 тыс. ту.т. в год.

(ДГА)

Испытания установок на ТЭЦ-21 прошли успешно, вместе в тем необходимо отметить, что эффект бестопливного получения электроэнергии в ДГА в значительной степени теряется за счет достатсщо вы-

Рис. 12. Схема установки ДГА на ТЭЦ: 1-турбодетандер; 2-редуктор; 3-электрогенератор; 4-подогреватель газа; 5-подвод греющего теплоносителя.

сокого расхода теплоты на подогрев газа, необходимого для поддержания температуры газа на выходе из детандера не ниже 0-2°С, достигающий 40 % от удельных затрат топлива.

В этой связи для нагрева газа предлагается применить ТНУ. Однако в этих предложениях ТНУ используется лишь для нагрева газа, т.е. для обеспечения собственных нужд установки, что, учитывая высокую стоимость ТНУ, вряд ли целесообразно. Кроме того, в качестве рабочего тела цикла ТНУ рассматривается фреон 11-142 Ь, реализующий недостаточно эффективный - при необходимом нагреве газа от 5 до 90°С - докритический обратный цикл Ренкина. Поэтому нами рассматривается второй способ использования установки "ТНУ-ДГА" - в качестве источника теплоснабжения с одновременным нагревом газа, причем с применением наиболее эффективного для данных условий нагрева цикла с диоксидом углерода при сверхкритических параметрах. В этих условиях может быть получен достаточно высокий коэффициент преобразования цикла ТНУ, равный 4,3, т.е. при мощности ДГА 10 МВт может быть получено 43 МВт теплоты, из которых 12 МВт будет израсходовано на нагрев газа (1,2 кВт на кВт мощности) и 31 МВт составит полезную теплопроизводительность комплекса "ТНУ-ДГА", причем полученную без затрат топлива.

Другим перспективным направлением является энергоутилизационные комплексы (ЭУК), включающие газотурбинный двигатель и ДГА, разработанные ОАО "Криокор": ЭУК-5, ЭУК-13,6 и ЭУК-30. В

частности, ЭУК-30 содержит ГТУ и ДГА мощностью по 15 МВт. что при том же расходе топлива удваивает мощность и КПД установки, делая ее весьма эффективным энергоисточником. Это достигается путем повышения температуры газа на входе в детандер за счет утилизации отработавшей в ГТУ теплоты, что приводит к выработке дополнительной мощности ДГА AN>T = 7 МВт. Кроме производства электроэнергии. ЭУК также может использоваться в качестве приводного двигателя ТНУ, аналогично ГТНУ, в связи с чем представляет интерес сравнение их энергетической эффективности.

Для обеспечения условия сопоставимости вариантов последнее должно производиться с учетом включения ДГА и в схему ГТНУ и одинаковых мощностях и типах ГТУ. При этом следует учитывать, что принципиальное отличие ЭУК-ТНУ от ГТНУ в том, что здесь утилизация отработавшей в ГТУ энергии осуществляется не в форме теплоты уходящих газов, а в форме дополнительной работы AN>T полученной в турбодетандоре за счет увеличения температуры рабочего тела с обычных 90-100°С до 245°С.'

Тогда, принимая ц = 4 и б, получим возможные теплопроизводительно-сти ЭУК-ТНУ - 120 и 180 МВт. Соответствующие значения для варианта ГТНУ-ДГА с использованием данных табл.7 составят: для ц = 4.

0 = *ПУ -Иэф +(Хдга-^'ynJ-M = 1> 5,75 + (15 - 7)4 = 118

МВт и для ¡л = 6 Q = 164 МВт.

С учетом затрат теплоты в размере 8-1,2 = 9,6 МВт на технологически необходимый нагрев газа перед ДГА эти значения составят -108,4 и 154,4 МВт, что на 9,7 и 14,2 % хуже, чем в варианте с ЭУК-ТНУ. Таким образом теплоисточники ЭУК-ТНУ обеспечивают максимальную энергоэффективность, однако их недостатком является ограниченные возможности использования.

Выводы

I. Комплексное обследование собственных нужд энергетических объектов "АО Мосэнерго", исследований характеристик и режимов работы вспомогательного тепломеханического оборудования позволили обосновать номенклатуру механизмов собственных нужд, оснащение которых энергосберегающими частотно-регулируемыми электроприводами наиболее эффективно: Успешный опьгг освоения в эксплуатации в 1990-1909 гг. 16-ти частотно-регулируемых электроприводов в тепловых сетях "АО Мосэнерго" (НПС "Выхино", "Гастелло", "Марьино" и "Ховрино"), на ТЭЦ-25 и ТЭЦ 26, обеспечивших общую экономию электроэнергии 18,5 млн.кВт-ч/год, позволил сформировать программу их внедрения на период 2000-2005 гг. и до 2010 г. В 2000-2001 гг. на

ТЭЦ АО Мосэнерго будут внедрены 9 частотно-регулируемых электроприводов, в том числе таких механизмов, как питательный насос на ТЭЦ-26 (4000 кВт), сетевые насосы второго подъема на ТЭЦ-25 (2500 кВт и 3150 кВт).

2. Испытания котла №2 ТЭЦ-26 показали, что средние значения удельных затрат энергии на привод ТДМ при регулировании направляющим аппаратом составляют 2,15, а при регулировании ЧРП - 1,55 кВт-ч/т пара, т.е. на 30% меньше, что обеспечивает экономию в I млн. 670 тыс. кВт-ч/год.

3. Установленная в испытаниях сравнительно малая неравномерность распределения нагрузки между дымососами и дутьевыми вентиляторами при незначительном разбросе частот вращения ТДМ позволяет перейти к групповым ЧРП, когда к одному преобразователи частоты подключаются два двигателя, что позволит улучшить экономические показатели ЧРП.

4. Предложена тепловая схема ПГУ сбросного типа с пыле-угольными паровыми котлами, позволяющая расширить область использования парогазовых циклов, и разработана методика определения ее энергетических показателей. Расчеты схемы показали увеличение КПД брутто с 38,6% -для исходного электрического паротурбинного блока до 44,5% - для ПГУС.

5. Предложена универсальная схема отпуска теплоты от ГТУ-ТЭЦ, позволяющая получать технологический пар и горячую воду. При этом годовой график отпуска теплоты потребителям может быть обеспечен путем поочередного включения ГТУ с газоводяными теплообменниками, а пиковая часть графика - с помощью пикового котла или дожигания топлива. Как показано расчетами (применительно к ГТУ-ТЭЦ г. Электросталь с использованием 2,3 и 4 ГТУ типа СТ-10 фирмы «АББ») эти два способа по расход)' топлива оказались практически равноценными.

6. Показано, что в условиях, когда нагрев теплоносителя осуществляется от минимальных температур, характерных для бытового или технологического горячего водоснабжения, для нагрева подпиточной воды тепловых сетей ТЭЦ а также для нагрева газа перед его поступлением в турбодетандеры, утилизирующие избыточное давление газа, энергетически наиболее эффективным является образцовый цикл Лоренца, осуществляемый при переменной температуре отвода теплоты от рабочего тела, реальным вариантом которого является цикл на диоксиде углерода при сверхкритических параметрах.

7. Диоксвд углерода полностью удовлетворяет требованиям, предъявляемым к рабочем)' телу ТНУ, включая озонную безопасность. При этом он обеспечивает величины коэффициента преобразования энергии ТНУ, превышающие на 20-30%, а значения удельной тепло-

производительности -в 4,5 - 7,5 раз по сравнению с рабочими телами традиционно используемых докритических циклов. Это способствует созданию крупных и особо кру пных ТНУ. необходимых для применения в системах ТЭЦ-ТНУ.

8. Определены эффективные схемы включения ТНУ при их размещении на площадке ТЭЦ и вблизи потребителей при использовании в качестве низкопотенциального источника теплоты отработавшей теплоты турбин ТЭЦ и теплоты воды в обратных линиях тепловых сетей соответственно. Показано, что в первом случае ТНУ на диоксиде углерода целесообразно использовать для нагрева - до температуры сетевой воды на выходе из сетевых подогревателей ту рбин - подпиточной воды тепловых сетей, а во втором - для круглогодичного обеспечения нагрузок (бытового или технологического) горячего водоснабжения.

9. Показана наиболее высокая энергетическая эффективность ТНУ с газотурбинным приводом и утилизацией отработавшей теплоты. При одном и том же термодинамическом цикле ТНУ их эффективный коэффициент преобразования оказывается в 1,2-1,6 раза выше, чем коэффициент ТНУ с электроприводом. Для ГТНУ, обеспечивающих нагрузки ГВС, затраты первичной энергии на единицу теплоты оказываются до 2,7 раз меньше затрат на котельные, что делает ГТНУ крупнейшей энергосберегающей альтернативой котельной технике.

10. Использование детандер-генераторных агрегатов, утилизирующих избыточное давление газа, является одним из направлений энергосбережения в АО МОСЭНЕРГО. Вместе с тем эффект безтоп-ливного получения электроэнергии в значительной степени теряется за счет необходимого подогрева газа перед ДГА, требующего до 40 % от удельных затрат топлива на выработку электроэнергии. Этот недостаток можно исключить при использовании всей вырабатываемой ДГА энергии для привода ТНУ, т.е. превращения электроисточника в теплоисточник, что значительно расширит сферы эффективного применения ДГА. Показано, что наиболее целесообразным здесь является использование ТНУ с диоксидом углерода в качестве рабочего тела.

Аналогичное решение оправдано и при использовании энергоутилизационных комплексов, включающих ГТУ и ДГА. В этом случае достигаются еще более высокие, чем для системы ГТНУ, показатели энергоэффективности.

Перечень публикаций

1. Кудрявый В.В., Маханьков А.К. Техническое перевооружение тепловых электростанций МОСЭНЕРГО // Энергетик,- 1986,- № 6. С. 13.

2. Горюнов И.Т., Пресной Г.В., Маханьков А.К., Прохоров В.Б. Динамика загрязнения воздушного бассейна выбросами ТЭЦ Москвы и

анализ эффективности природоохранной политики, осуществляемой МОСЭНЕРГО // Электрические станции.- 1997,- специальный номер. С. 60-64.

3. Серебряников Н.И., Маханьков А.К. АО МОСЭНЕРГО вступает в XXI век //Вестник электроэнергетики,- 1999.- № 2. С. 12-17.

4. Катаев М„ Маханьков А. ГРЭС-24 АО МОСЭНЕРГО // Вестник электроэнергетики.-1999.- № 1, С. 22-26.

5. Горюнов И.Т., Маханьков А.К. Внедрение научно-технических разработок на предприятиях МОСЭНЕРГО // Электрические станции.-1997,-специальный номер. С. 49-53.

6. Серебряников Н.И., Маханьков А.К., Гаврилов Е.К., Кудряшов В.Е., Седлов A.C., Абрамов А.И. Энергосбережение - основной источник повышения эффективности производства и передачи электрической и тепловой энергии в АО МОСЭНЕРГО // Энергосбережение и водоподготовка. -1998.-№4. С. 6-12.

7. Маханьков А. К. Пути решения вопросов энергосбережения в АО МОСЭНЕРГО // Энергосбережение: проблемы, решения: Материалы Всероссийского отраслевого совещания 20-22 апреля 1999 г. - Воронеж, 1999. - С. 32-34.

8. Серебряников Н.И., Тажиев Э.И., Маханьков А.К., Буров В.Д., Конакотин Б.В., Цанев C.B. Энергетические показатели парогазовых у становок сбросного типа с пылеутольными паровыми котлами // Энергосбережение и водоподготовка.-1998.-№2. С. 3-10.

9. Ногин В.И., Маханьков А.К, Тажиев Э.И., Цанев C.B., Буров В.Д., Дорофеев С.Н. Вопросы выбора оптимального типа газотурбинных установок в составе ГТУ-ТЭЦ // Энергосбережение и водоподготовка",- 1997.-№2. С. 8-17.

10. Цанев C.B., Буров В.Д., Дорофеев С.Н., Дудко А.П., Маханьков А.К., Тажиев Э.И., Харченко В.А., Куликов П.Ф. Выбор оптимальных решений регулирования отпуска теплоты и газотурбинных ТЭЦ // Вестник МЭИ.-1998.-№1. С. 19-23.

11. Богомолов Б.В., Буров В.Д., Дорофеев С.Н., Горюнов И.Т., Конакотин Б.В., Маханьков А.К., Седлов A.C., Цанев C.B. Оценка возможности реконструкции ТЭЦ МЭИ с использованием парогазовой технологии//Вестник МЭИ.- 1997.-№1. С. 9-14.

12. Серебряников Н.И., Маханьков А.К., Богомольный Д.С., Ша-карян Ю.Г., Лазарев Г.Б. Задачи повышения экономичности и надежности собственных нужд ТЭС и долгосрочная программа внедрения регулируемых электроприводов АО МОСЭНЕРГО в 1999-2000 г.г. и на перспективу до 2005 г. // Проблемы регулируемого электропривода для электроэнергетики: Информационные материалы Международного научно-технического семинара. 4-8 октября 1999 г. - М., 1999. - 8 С.

13. Богомольный Д.С., Маханьков А.К., Пономарев И.И., Цыпин Б.Я.. Зройчиков H.A., Довганюк И.Я., Каржев A.B., Новаковский А.Н. Высоковольтный частотно-регулируемый асинхронный электропривод дутьевых вентиляторов и дымососов котлов, сетевых насосов на ТЭС АО МОСЭНЕРГО. // Проблемы регулируемого электропривода для электроэнергетики: Информационные материалы Международного научно-технического семинара. 4-8 октября 1999 г. - М„ 1999. - 27 С.

14. Маханьков А.К., Абрамов А.И. Состояние теплонасосной технологии в России. // IX Бенардовские чтения: Тез. докл. науч. конф. 8-10 июня 1999 г. - Иваново, 1999. - С. 186.

15. Проценко В.П., Седлов A.C., Маханьков А.К. Использование теплонасосных установок в системе АО МОСЭНЕРГО // IX Бенардовские чтения: Тез. докл. науч. конф. 8-10 июня 1999 г - Иваново, 1999. -С. 187.

16. Серебряников Н.И., Маханьков А.К., Седлов A.C., Абрамов А.И., Хатунцев В.В. Затраты в экологию энергетики. // МЭИ. М. 2000. Деп. в ВИНИТИ № 3633 В98, МЭИ, 1998. С. 12.

17. Проценко В.П., Зайцев A.A., Серебряников Н.И., Седлов A.C., Маханьков А.К. Выбор рабочего тела и термодинамического цикла теплонасосных установок, предназначенных для технологического и бытового горячего водоснабжения. // МЭИ. М. 2000. Деп. в ВИНИТИ № 1107-ВОО. 2000. 35 С.

18. Проценко В.П., Зайцев A.A., Серебряников Н.И., Седлов A.C., Маханьков А.К. Использование парокомпрессионных теплонасосных установок в теплофикационных системах. // МЭИ. М. 2000. Деп. в ВИНИТИ № 1084-В00. 12 С.

Псч _Тираж /С С Зака < Л l/j

Типография .МЭМ, Крапюкчяармрнная, 13.'