INCREASING OF POWER AND ECONOMICAL. EFFICIENCY FOR A HEAT AND ELECTRICITY PLANT WITH THE OPEN DISTRICT HEATING SYSTEM

Full Text

Из-за спада промышленного производства значительно снизилась промышленная тепловая нагрузка ТЭЦ и когенерационная выработка электроэнергии. В результате недостаточного финансирования текущих и капитальных ремонтов моральный и физический износ генерирующего оборудования достиг 60-65 %, основное оборудование ТЭЦ часто находится в предаварийном состоянии. Эти факторы привели к росту тарифов на электрическую и тепловую энергию и способствовали строительству промышленных и отопительных котельных. Доходы, получаемые ТЭЦ, часто недостаточны для компенсации затрат на топливо и проведения качественного капитального ремонта оборудования. Руководствуясь командами системного оператора, зачастую в пиковые периоды ТЭЦ вынуждены работать неэкономично с уменьшением нагрузки теплофикационных отборов и увеличением конденсационной выработки электроэнергии. Поэтому конкурентоспособность ряда эксплуатируемых ТЭЦ на энергетическом рынке снизилась. Основным путем повышения эффективности ТЭЦ считается их надстройка парогазовыми установками. Однако этот путь связан с высокими капитальными затратами и большими сроками окупаемости. Перевод систем теплоснабжения на закрытую схему потребует больших капиталовложений в тепловые пункты и усложнит эксплуатацию абонентских вводов систем горячего водоснабжения (ГВС) потребителей из-за повышенного коррозионного износа теплообменников, связанного с нагревом в них необработанной водопроводной воды. Предлагается способ повышения мощности и экономичности ТЭЦ с открытой теплофикационной системой. Известно [1], что основным преимуществом этих ТЭЦ является возможность увеличения тепловой экономичности за счет использования теплоты низкопотенциальных потоков пара. На большинстве ТЭЦ с открытой теплофикационной системой подогрев сырой подпиточной воды перед химводоочисткой производится во встроенных пучках конденсаторов турбин Т-100/120-130 и ПТ-65-130/13, в охладителях непрерывной продувки котлов и в подогревателях сырой воды. В неотопительные периоды года через части низкого давления (ЧНД) теплофикационных турбин пропускают вентиляционные потоки пара. Проведенные исследования [3] показали, что при подогреве сырой подпиточной воды во встроенных пучках конденсаторов турбин даже при увеличении расходов пара, поступающего в конденсаторы, из-за низких значений внутреннего относительного КПД в ЧНД обычно не удается получить дополнительную мощность по сравнению с пропуском через них вентиляционных потоков пара. Поэтому подогрев сырой подпиточной воды целесообразно производить не во встроенных, а в основных пучках конденсаторов. Мощность и КПД ЧНД теплофикационных турбин зависят от расхода пара и давления в конденсаторе. В связи с тем, что у турбин Т-50-130 и Т-100/120-130 в ЧНД установлены две ступени, а у ПТ-65-130/13 - четыре ступени, КПД ее ЧНД выше и подогрев подпиточной воды в основном пучке ее конденсатора оказывается более эффективным. В последние годы из-за массовой установки в жилых зданиях приборов учета расхода горячей воды на ГВС, а так же из-за строительства отопительных и «крышных» котельных на многих ТЭЦ с открытой системой расход сырой подпиточной воды снизился с 3000-6000 т/час до 1500-2500 т/час. В этих условиях повышение мощности и экономичности таких ТЭЦ возможно за счет подогрева и рециркуляции в основном пучке конденсатора одной из турбин всего количества сырой подпиточной воды, подаваемой на химводоочистку [2]. Например, применяя ее подогрев и рециркуляцию в конденсаторе 50-КЦС-4 турбины ПТ-65-130/13, можно увеличить величину расхода воды в конденсаторе до номинального значения (8000 т/ч) с одновременным увеличением степени ее подогрева. При этом турбина ПТ-65-130/13 будет работать в конденсационном режиме с теплофикационным противодавлением. Для изменения степени рециркуляции подпиточной воды в конденсационной установке следует установить дополнительный трубопровод рециркуляции с клапаном рециркуляции и насосом. Кроме этого, необходимо применить систему автоматического регулирования рециркуляции, содержащую расходомеры исходной подпиточной воды, конденсата пара, вводимого в конденсатор, и термопары для измерения температуры исходной воды и выходящей из конденсатора подогретой и рециркулируемой воды. Тогда при различных режимах работы ТЭЦ можно, изменяя степень рециркуляции, устанавливать близкую к номинальной величину расхода подпиточной воды через конденсатор турбины, изменяя при этом в зависимости от расхода и температуры исходной воды степень подогрева подпиточной воды в конденсаторе, а также электрическую мощность ЧНД турбины. На рис. 1 изображена принципиальная схема рециркуляции сырой воды через основной пучок конденсатора. GРЦ Рис. 1. Схема рециркуляции сырой воды через основной пучок конденсатора Поток исходной воды с расходом кг/с и температурой подается в точку смешения, где смешивается с рециркулируемой водой с температурой . Тогда через конденсатор будет проходить после смешения суммарный расход воды с температурой . При различных эксплуатационных режимах работы ТЭЦ с рециркуляцией сырой воды в конденсаторе 50-КЦС-4 турбины ПТ-65-130/13, расходах нагреваемой воды кг/с и греющего паракг/с, поступающего в конденсатор из ЧНД, температура сырой воды на выходе из конденсатора будет составлять , где - повышение ее температуры в конденсаторе. Здесь - внутренняя теплота конденсации пара, - энтальпия пара в конденсаторе, - энтальпия конденсата пара. Обозначив через степень рециркуляции в конденсаторе, где - номинальный расход воды в конденсаторе, представим при различных режимах работы ТЭЦ температуру воды на входе как , или . Тогда температура воды на выходе из конденсатора . Уровень подогрева охлаждающей воды в конденсаторе турбины ПТ-65-130/13 при ее расходе т/ч пропорционален расходу пара, поступающего в конденсатор из ее ЧНД в соответствии с его характеристикой. Тогда температура . На рис. 2 и 3 показано влияние расхода пара и температуры сырой подпиточной воды , подаваемой на ТЭЦ, на повышение ее температуры на входе и выходе из конденсатора при расходе т/ч, а на рис. 4 и 5 - при 2000 т/ч. Пунктирные линии на рис. 2-5 соответствуют температуре воды , а сплошные - . Рис. 2. Изменение температуры подогрева воды и (при ) Рис. 3. Изменение температуры подогрева воды и (при ) Рис. 4. Изменение температуры подогрева воды и (при ) Рис. 5. Изменение температуры подогрева воды и (при ) В [3] предложена обобщенная полиномиальная зависимость мощности ЧНД,, от расхода пара , сырой воды , давления в конденсаторе , температуры сырой воды на входе в конденсатор, полученная при аппроксимации результатов экспериментальных исследований конденсаторов нескольких типов паровых турбин ТЭЦ. С небольшой модификацией эта зависимость была использована нами при анализе эффективности подогрева и рециркуляции сырой подпиточной воды в основном пучке конденсатора турбины ПТ-65-130/13. Здесь - коэффициент чистоты поверхности трубок основного пучка [1], - энтальпия при минимальном температурном напоре . Температура и энтальпия насыщения в конденсаторе, имеющем контур рециркуляции, может быть определена по выражениям и . Величины минимального температурного напора в конденсаторе могут быть определены по аппроксимационному выражению, приведенному в характеристике турбины ПТ-65-130/13: . На рис. 6 и 7 показано влияние на величину давления в конденсаторе расхода пара и температуры холодной сырой воды . Сплошные линии соответствуют температуре , пунктирные - . Рис. 6. Изменение давления в конденсаторе от температуры сырой воды (при т/ч) На рис. 8 и 9 показано изменение мощности ЧНД этой турбины в зависимости от расхода пара и температуры сырой воды. Так же, как и на рис. 6 и 7, сплошные линии соответствуют температуре воды , а пунктирные - . Рис. 7. Изменение давления в конденсаторе от температуры сырой воды ( т/ч) Рис. 8. Влияние расхода пара в конденсатор и температуры сырой воды на внутреннюю мощность ЧНД турбины ПТ-65-130/13 (при т/ч) Приведенные результаты проведенного нами расчетного анализа показывают, что при работе ТЭЦ с открытой теплофикационной системой с уменьшенными относительно расчетных нагрузками горячего водоснабжения и расходами подпиточной воды теплосети применение на них нового метода [2] подогрева в основном пучке конденсатора паровой турбины, например ПТ-65-130/13, всего потока сырой подпиточной воды с ее рециркуляцией в конденсаторе позволяет при минимальных дополнительных затратах получить значительный экономический эффект. Он связан с тем, что в течение всего периода работы ТЭЦ с нагрузками горячего водоснабжения порядка 7500-8000 часов в год появляется возможность обеспечить высокоэкономичную работу этой паровой турбины в конденсационном режиме с теплофикационным противодавлением. Рис. 9. Влияние расхода пара в конденсатор и температуры сырой воды на внутреннюю мощность ЧНД турбины ПТ-65-130/13 (при т/ч) При этом достигается повышение не только когенерационной выработки электроэнергии на тепловом потреблении - важнейшего показателя термодинамической эффективности ТЭЦ, но и увеличение на 7-15 мВт ее электрической мощности в зависимости от режимов работы ТЭЦ с тепловыми нагрузками ГВС. Например, в зимний период при средней температуре сырой подпиточной воды и при расходе пара через ЧНД турбины ПТ-65-130/13 85т/ч (см. рис. 2) вследствие рециркуляции воды повышается ее расход и температура на входе в конденсатор. При этом а температура выходе из конденсатора будет равна . Расход воды через конденсатор повышается за счет рециркуляции с 1500 до 8000 т/час, а давление пара в конденсаторе будет равно 2,3 кПа (см. рис. 6) с увеличением внутренней мощности ЧНД турбины ПТ-65-130/13 до 12,2 МВт. Предположительно, срок окупаемости дополнительных затрат в предлагаемую реконструкцию тепловой схемы ТЭЦ не превысит одного года.

About the authors

Mihail Yu Livshits

Samara State Technical University

(Dr. Sci. (Techn.)), Professor. 244, Molodogvardeyskaya st., Samara, 443100, Russia

Leonid P Sheludko

Samara State Technical University

(Ph.D. (Techn.)), Associate Professor. 244, Molodogvardeyskaya st., Samara, 443100, Russia

References

Supplementary files