ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛОВОЙ И ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИЕ ПОВЫШЕНИЕ ИХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

Аннотация. В данной статье приведены пути повышения энергетической эффективности тепловых двигателей. Приводится решение задачи повышения температуры подвода теплоты в цикл Карно. Выявлены наиболее распространенные ПГУ и произведен их анализ.

Ключевые слова: тепловые двигатели, водяной пар, ПГУ, ГТУ, ГТЭЦ.

Как показывает анализ формулы КПД цикла Карно, одно из основных направлений повышения энергетической эффективности тепловых двигателей – это повышение начальной и снижение конечной температуры их рабочего тела [1, 4].

Практическая реализация отмеченного направления научно-технического прогресса применительно к энергетическим двигателям в значительной степени связана с видом применяемого рабочего тела. Одно из решений данной задачи – это последовательное использование в энергетической установке двух рабочих тел с учетом их физических свойств [2].

При использовании в качестве рабочего тела водяного пара сравнительно просто решается задача снижения температуры отвода теплоты из цикла. Решение этой задачи осуществляется за счет использования для охлаждения и конденсации отработавшего водяного пара холодной циркуляционной воды или обратной сетевой воды [3, 5].

Однако, при водяном паре весьма трудно решается вторая задача – задача повышения его начальной температуры, значение которой определяется значением давления пара. Соответственно, возможность повышения начальных параметров водяного пара связана с решением такой металлургической проблемы, как создание новых металлов для котлов и турбин [1, 6].

В Европе «стандартное» значение температуры пара для энергоблоков нового поколения составляет 580 C⁰ , в Японии – 600 C⁰ . Большинство таких энергоблоков имеет один промежуточный перегрев пара, их мощность равна 400…1000 МВт, а их КПД составляет 43..46 % [1, 7].

Большинство энергоблоков ССКП пара работает на твердом топливе (уголь, лигнин). Это говорит о том, что основной областью применения энергоблоков нового поколения являются пылеугольные ТЭС, а природный газ следует использовать в утилизационных ПГУ [4].

При использовании газа (продуктов сгорания) в качестве рабочего тела без всяких затруднений решается задача повышения температуры подвода теплоты в цикл, так как температура газа не зависит от его давления. В тоже время использование газа в качестве рабочего тела затрудняет решение задачи снижения температуры отвода теплоты из цикла [5].

В конечном счете, задача повышения энергетической эффективности процесса превращения тепловой энергии в работу решается путем создания парогазовых установок (ПГУ), работающих по объединенному циклу Брайтона–Ренкина. В ПГУ для реализации высокотемпературной части объединенного цикла используется смесь продуктов сгорания газообразного или жидкого топлива и воздуха (газы), а в его низкотемпературной части – водяной пар [3].

Строительство ПГУ стало экономически целесообразным лишь после создания высокотемпературных газотурбинных установок (ГТУ), которые обеспечили условия для реализации паротурбинного цикла высокой эффективности [1, 6].

По способу утилизации теплоты продуктов сгорания топлива (газов) ПГУ подразделяются на сравнительно большое количество видов. К числу ПГУ, технические решения которых наиболее отработаны и проверены практикой, относятся:

– ПГУ с котлом-утилизатором (утилизационные ПГУ);

– ПГУ со сбросом газов после газовой турбины в топку энергетического котла («сбросные» ПГУ или ПГУ с низконапорным парогенератором);

– ПГУ с высоконапорным парогенератором;

– ПГУ с внутрицикловой газификацией угля [3, 5].

Весьма перспективной и наиболее распространенной в мировой энергетике является ПГУ с котлом-утилизатором. Она является весьма простой в конструктивном исполнении и обладает высокой энергетической эффективностью при производстве электрической и тепловой энергии. КПД утилизационных ПГУ при работе в конденсационном режиме составляет 52…60 % и является наибольшим по сравнению с КПД других установок, вырабатывающих электроэнергию [6, 7].

Принципиальная схема утилизационной ПГУ дана на рис. 1. В этой ПГУ газы, отработавшие в газовой турбине, поступают в котел-утилизатор, в котором с их помощью генерируется водяной пар, направляемый затем в паровую турбину.

Рисунок. 1 Принципиальная тепловая схема теплофикационной ПГУ утилизационного типа [1]

В настоящее время подавляющее количество утилизационных ПГУ выполнено по двухконтурной схеме, обеспечивающей их КПД в конденсационном режиме в 50…52 %.

Перспективными являются пылеугольные утилизационные ПГУ с внутрицикловой газификацией угля (ВЦГУ): они позволяют полностью заменить природный газ в камерах сгорания энергетических ГТУ синтетическим газом, полученным в процессе газификации. Принципиальная тепловая схема ПГУ с ВЦГУ приведена на рис. 2. Отличительной особенностью этой ПГУ является наличие в ее составе, кроме ГТУ и ПТУ, нового элемента – газогенератора с системами подачи угля и очистки синтетического газа, а также с установкой разделения воздуха на кислород и азот. В газогенератор (газификатор) подаются одновременно размельченный сортированный уголь, водяной пар и кислород. В результате контакта угля и парокислородного дутья, осуществляемого, например, в турбулентном кипящем слое при высоких значениях температуры (1000…1900 C⁰  и давления (0,1…4,0 МПа), образуется синтетический газ. Синтетический газ после очистки от пыли и серы подается в камеру сгорания ГТУ [3, 4].

Технология ПГУ с ВЦГУ – перспективное направление энерготехнологического использования угля, реализуемое в энергетике ряда развитых стран. За рубежом (США, Нидерланды, Испания и др.) находятся в эксплуатации, строятся и проектируются около 80 ПГУ с ВЦГУ [1, 7].

Рисунок. 2 Принципиальная тепловая схема ПГУ утилизационного типа с внутрицикловой газификации угля [1]

В России с начала текущего века введены в эксплуатацию около 40 парогазовых энергоблоков. Большинство из этих энергоблоков – это теплофикационные энергоблоки, работающие в составе ТЭЦ разных городов (Москва, Санкт-Петербург, Сочи, Калининград, Тюмень, Краснодар, Челябинск, Нижний Новгород, Волгодонск, Сызрань). Установленные теплофикационные энергоблоки имеют мощность 110(120), 220(230), 330, 420, 450 МВт [2, 5].

Конденсационные парогазовые энергоблоки установлены на ряде ГРЭС (Няганьская, Ивановская, Шатурская, Среднеуральская, Невинномысская, Яйвинская, Киришская). Мощность этих блоков составляет 325, 400, 410, 425 МВт. Самая мощная ПГУ в России – это ПГУ-800, установленная на Киришской ГРЭС. ПГУ-800 включает в себя две ГТУ типа SGT5-4000F мощностью по 280 МВт каждая, два котла-утилизатора типа П-132 и одну паровую турбину типа К-245-13,3 мощностью 240 МВт [1, 6].

Первым источником электроэнергии и тепла в России, работающим по парогазовой технологии, является Северо-Западная ТЭЦ в Санкт-Петербурге. На этой ТЭЦ в настоящее время установлено два теплофикационных парогазовых энергоблока ПГУ-450Т номинальной электрической мощностью 450 МВт. Установленная тепловая мощность одного энергоблока составляет 350 Гкал/ч. Первый энергоблок ПГУ-450Т введен в эксплуатацию в декабре 2000 года, а второй – в ноябре 2006 года. Эти два энергоблока составляют первую очередь ТЭЦ и пока работают в конденсационном режиме [1, 6].

На практике ГТУ находят применение не только в составе ПГУ, но используются и самостоятельно как основной элемент ГТЭС и ГТЭЦ. В качестве примера на рис. 3 приведена принципиальная тепловая схема отопительной ТЭЦ с ГТУ (ГТЭЦ) [3, 5].

Основную область индивидуального использования ГТУ – это их применение в энергосистемах как пиковых или резервных источников мощности, работающих несколько часов в сутки. В качестве примера источника такой мощности, можно отметить Новокузнецкую ГТЭС (Кемеровская обл.) мощностью 298 МВт, которая была пущена в эксплуатацию в 2014 году. Основу этой ГТЭС составляют две ГТУ типа ГТЭ-145 мощностью 149 МВт каждая [1].

Рисунок. 3  Принципиальная тепловая схема отопительной ТЭЦ с ГТУ (ГТЭЦ) [1]

В настоящее время в качестве основных источников энергоснабжения промышленных предприятий и удаленных населенных пунктов, резервных и аварийных источников энергоснабжения, мобильных электростанций и специализированных источников энергоснабжения автономных объектов  находят применение энергоустановки малой мощности (до 30 МВт):

1. малые ГТЭС;
2. малые ТЭС на базе газовых ДВС;
3. дизельные электростанции [3].

Одно из перспективных направлений повышения энергетической эффективности котельных – это их преобразование в процессе реконструкции в мини-ТЭЦ и малые ТЭЦ, что обеспечивает выработку электрической энергии на тепловом потреблении. Реконструкция может быть выполнена по следующим направлениям:

– надстройка паровых котлов противодавленческой турбиной;

– надстройка водогрейных и паровых котлов энергетической ГТУ путем реализации сбросной схемы [5, 7].

Значительная часть производственных, производственно-отопительных и отопительных (коммунальных) котельных оснащены паровыми котлами малой и средней мощности, вырабатывающих пар низкого (1,4 и 2,4 МПа) и среднего (4 МПа) давления, который перед подачей его потребителю редуцируется с помощью редукционно-охладительных установок (РОУ) до рабочего давления в 0,15…0,7 МПа (1,5…7 ). Установка в котельных с паровыми котлами противодавленческих турбин обеспечивает редуцирование исходного давления пара до требуемого значения и выработку электроэнергии на тепловом потреблении. Принципиальная схема надстройки парового котла противодавленческой турбиной дана на рис. 4 [1, 2].

Рисунок. 4  Принципиальная схема надстройки парового котла низкого (среднего) давления противодавленческой турбиной [1]

Принципиальная тепловая схема надстройки водогрейного котла энергетической ГТУ изображена на рис. 5.

Рисунок. 5  Принципиальная схема надстройки водогрейного котла ГТУ [1]

В заключении хотелось бы отметить, что в качестве приоритетных направлений развития теплового хозяйства страны и регионов следует рассматривать создание теплоснабжающих систем на базе:

-крупных энергоисточников на органическом и ядерном топливе для крупных городов и промышленных центров;

-небольших ТЭЦ, разработанных с использованием или ДЭУ, или ГТУ, или ПГУ малой и средней мощности, а также котельных повышенной заводской готовности для малых городов и поселков [1, 6].

Список литературы:

1. Горшенин В.П. Методические указания по выполнению курсовой работы по теме: "Теплогенерирующие установки. Котельные агрегаты отопительных, отопительно-производственных и производственных котельных". - Орел. Изд-во ГОУ ВПО "Орловский государственный технический университет", 2017. - 70 с.
2. Зах. Р.Г. Котельные установки [Текст]: Учебник для вузов / Р.Г. Зах. - М.: Энергия, 1968. - 352 с.
3. Лебедев В.И. Расчет и проектирование теплогенерирующих установок систем теплоснабжения [Текст]: Учебное пособие для вузов. / В.И. Лебедев, Б.А. Пермяков, П.А. Хаванов. - М.: Стройиздат, 1992. - 360 с.
4. Либерман Н.Б., Нянковская М.Т. Справочник по проектированию котельных установок систем централизованного теплоснабжения [Текст]: Общие вопросы проектирования и основное оборудование / Н.Б. Либерман, М.Т. Нянковская. - М.: Энергия, 1979. - 224 с.
5. Резников М.И. Котельные установки электростанций [Текст]: Учебник для техникумов / М.И. Резников, Ю.М. Липов. - 3-е изд., перераб. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 288 с.
6. Соколов Б.А. Паровые и водогрейные котлы малой и средней мощности [Текст]: Учебное пособие для студентов вузов / Б.А. Соколов. - М.: Издательский центр "Академия", 2008. - 128 с.
7. Эстеркин Р.И. Промышленные котельные установки [Текст]: Учебник для техникумов / Р.И. Эстеркин. - 2-е изд., перераб. и доп. - Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние, 1985. - 400 с.