5612
.pdfМИНОБРНАУКИ РОССИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования
«Нижегородский государственный архитектурно-строительный университет»
Л.М. Дыскин, М.С. Морозов, В.П. Болдин
СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
Учебно-методическое пособие по подготовке к лекционным занятиям
(включая рекомендации по организации самостоятельной работы) по дисциплине «Современные методы оценки эффективности
теплоэнергетических систем» для обучающихся по направлению подготовки 13.04.01 Теплотехника и теплоэнергетика
профиль Тепломассообменные процессы и установки
Нижний Новгород
2022
МИНОБРНАУКИ РОССИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования
«Нижегородский государственный архитектурно-строительный университет»
Л.М. Дыскин, М.С. Морозов, В.П. Болдин
СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
Учебно-методическое пособие по подготовке к лекционным занятиям
(включая рекомендации по организации самостоятельной работы) по дисциплине «Современные методы оценки эффективности
теплоэнергетических систем» для обучающихся по направлению подготовки 13.04.01 Теплотехника и теплоэнергетика
профиль Тепломассообменные процессы и установки
Нижний Новгород
2022
УДК 697.3
Дыскин Л.М. Современные методы оценки эффективности теплоэнергетических систем : учебно-методическое пособие / Л.М. Дыскин, М.С. Морозов, В.П. Болдин ; Нижегородский государственный архитектурно-строительный университет. – Нижний Новгород: ННГАСУ, 2022. – 29 с. : ил. – Текст : электронный.
Ключевые слова: теплоэнергетика, теплотехника, теплотехнологии, топливный баланс, газотурбинные установки, парогазовые установки, электроэнергетика.
Рассмотрены и проанализированы технологии и оборудование в теплоэнергетике, применяемые в настоящее время. Приведены прогнозы на будущее теплоэнергетики до 2030 года. Изложены актуальные, современные рекомендации по улучшению настоящего состояния теплоэнергетики.
Предназначено обучающимся в ННГАСУ для подготовки к лекционным занятиям (включая рекомендации по организации самостоятельной работы) по дисциплине «Современные методы оценки эффективности теплоэнергетических систем» по направлению подготовки 13.04.01 Теплотехника и теплоэнергетика, профиль Тепломассообменные процессы и установки.
©Л.М. Дыскин, М.С. Морозов, В.П. Болдин 2022
©ННГАСУ, 2022
3
1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПЕРСПЕКТИВНЫХ ТЕХНОЛОГИЯХ В
ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКЕ
Основа российской электроэнергетики – тепловые электростанции, ис-
пользующие органические топлива. Их общая мощность и количество выраба-
тываемой ими электроэнергии составляют – 65 % мощности и выработки всех электростанций страны.
Созданные, в основном, 20-50 лет назад крупные конденсационные элек-
тростанции оснащены энергоблоками 200, 300, 500 и 800 МВт. При мощности ниже 250 МВт они работают с докритическим (14 МПа), выше – сверхкритиче-
ским (24 МПа) давлением пара. Для них характерны высокие эксплуатацион-
ные показатели.
Особенностью российской электроэнергетики является широкое приме-
нение комбинированной выработки электроэнергии и тепла и централизованно-
го теплоснабжения от электростанций.
До настоящего времени потребности страны в новых энергетических мощностях и оборудовании многие связывают с исчерпанием имеющимися мощностями их физического ресурса и утратой по этой причине самой возмож-
ности их дальнейшей эксплуатации. В действительности такой подход непра-
вилен, так как действующие электростанции и их оборудование морально уста-
рели. Они работают с существенно более низкими, чем возможные уже сейчас,
а тем более в перспективе КПД, требуют повышенных объемов ремонтно-
восстановительных работ, большей численности обслуживающего персонала;
их работа сопровождается большими выбросами в окружающую среду.
Из общих соображений видно, что необходима плановая замена оборудо-
вания этих электростанций новым, отвечающим современным (перспективным)
требованиям и возможностям. Однако эти соображения не подтверждаются технико-экономическими расчетами, которые выполняются по принятым в нашей стране методикам и отражают сложившуюся в ней экономическую конъюнктуру. Общий итог заключается в том, что инвестиции в новые техноло-
4
гии и оборудование не выгодны энергокомпаниям даже без учета связанных с ними рисков. Такое положение характерно не только для России, но другие страны (например, Япония и ФРГ) находят возможность в рыночных условиях повышать техническую эффективность своей электроэнергетики. Их опыт це-
лесообразно использовать и в нашей стране.
В настоящее время в топливном балансе российских теплоэлектростан-
ций (ТЭС) природный газ является одним из основных видов топлива.
Ожидаемое существенное повышение цен на природный газ и старение оборудования газомазутных государственных районных электростанций
(ГРЭС) и теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) приведут в ближайшие пять-десять лет к ухудшению их конкурентоспособности. Поэтому необходимо осуществить техническое перевооружение этих электростанций с радикальным повышением их показателей применением парогазовых технологий.
Современные газотурбинные установки (ГТУ) достигли высокого техниче-
ского совершенства (см. табл. 1). Они работают с начальной температурой газов
1300-1400 °С, степенью сжатия 17-23 и КПД при автономной работе до 38,5 %. В 2000-2005 гг. на отечественных электростанциях были введены в действие ПГУ разного типа с параметрами и показателями, приведенными в таблице 2.
Расчетные показатели - мощность на клеммах электрического генератора и рассчитанный по ней КПД – в таблице 2 приведены к стандартным условиям ИСО: наружной температуре 15 °С, барометрическому давлению 101,3 кПа, без потерь давления на входе и выходе ГТУ. При этих же условиях проведено их сравнение с фактически полученными показателями.
Установки GT10C и V94.2 (ГТЭ-160) были испытаны в составе парогазо-
вых установок (ПГУ) мощностью 39 МВт (одна ГТУ + один котел-утилизатор +
одна паровая турбина) и 450 МВт (две ГТУ со своими котлами-утилизаторами
+ одна паровая турбина), КПД которых близки к 50 %. ГТУ GT-35 и LM2500+
установлены на ТЭЦ, газы после этих ГТУ направляются в подогреватели во-
ды, где вырабатывается близкое к электрической мощности или даже большее количество тепла.
5
Таблица 1 Основные технические показатели перспективных энергетических ГТУ большой мощности
|
Тип ГТУ, разработчик и поставщик |
||||
Показатель |
ГТЭ-110 |
ГТЭ-160 |
«Дженерал Электрик», |
||
«Машпроект», |
(V94,2) |
«Мицубиси» |
|||
|
|||||
|
«Сатурн» |
ЛМЗ |
Серийные |
Перспективные |
|
Мощность, МВт |
114,5 |
157 |
255-280 |
335 |
|
КПД ГТУ, % |
36,0 |
34,4 |
37-38,5 |
39,5 |
|
Расход газов, кг/с |
362 |
509 |
650-660 |
740 |
|
Степень сжатия |
14,7 |
11,1 |
16-17 |
21 |
|
Температура |
517 |
537 |
570-610 |
590 |
|
отработавших газов, °C |
|||||
|
|
|
|
||
Мощность ПГУ с одной ГТУ, МВт |
162 |
230 |
380-400 |
500-350 |
|
КПД ПГУ, % |
52,5 |
51,2 |
57-58 |
58-62 |
Таблица 2 Параметры и показатели крупных ГТУ, введенных в эксплуатацию на отечественных ТЭС
|
GT-35 |
GT-10C |
LM2500+ |
V64,3A |
ГТЭ-110 |
V94,2 |
|
Число |
1 |
2 |
2 |
1 |
3 |
|
5 |
испытанных ГТУ |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Число валов |
3 |
2 |
2 |
1 |
1 |
|
1 |
Обороты силового |
3000 |
6500 |
6100 |
5413 |
3000 |
|
3000 |
вала, об/мин |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Число ступеней |
10+8 |
11 |
17 |
17 |
15 |
|
16 |
компрессора |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Число ступеней турбины |
1+2+3 |
2+2 |
2+2 |
4 |
4 |
|
4 |
Размеры, м: длина |
14,1 |
12,8 |
17,3 |
11,0 |
9,5 |
|
14,0 |
ширина |
4,0 |
4,0 |
2,63 |
4,0 |
- |
|
12,5 |
высота |
3,7 |
4,7 |
2,93 |
4,8 |
- |
|
8,4 |
Масса**, т |
80 |
77 |
118 |
110 |
60 |
|
295 |
|
|
Расчетные показатели |
|
|
|
|
|
Электрическая |
15,7 |
28,5 |
29,2 |
70 |
114,5 |
|
153,7 |
мощность, МВт |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
КПД, % |
29,8 |
35,5 |
38,6 |
36,5 |
36,0 |
|
34,1 |
Температура газов до |
(850) |
1140 |
(1240) |
1135 |
1060 |
|
1060 |
турбины, °С |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Температура газов за |
381 |
518 |
501 |
571 |
535 |
|
537 |
турбиной, °С |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Расход воздуха, кг/с |
96,2 |
91,2 |
80,1 |
190 |
367 |
|
504 |
Степень сжатия |
12,2 |
18,0 |
(23,5) |
16,2 |
14,7 |
|
11,4 |
Полученные при испытании показатели в расчетных условиях |
|
||||||
Электрическая |
15,7 |
29,1-29,3 |
30,6-31,4 |
65,6 |
116 |
|
154,8-156 |
мощность, МВт |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
КПД, % |
31,0 |
34,3-34,8 |
39,1-39,5 |
35,7 |
35,5 |
|
34,2-34,4 |
Концентрация NOx, |
22,5 |
37-39 |
54-57 |
27 |
- |
|
39 |
мг/м3 |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
Примечание: * – Размеры и масса первых трех типов ГТУ относятся к пэкиджу в заводской поставке, последних трех – к турбоблоку; ** – Рассчитана по стандарту ИСО.
6
Рис. 1. Характеристики переменного режима одновальных ГТУ: а – при изменении нагрузки; б – при изменении температуры наружного воздуха; 1 – относительная нагрузка ГТУ; 2 – относительный расход тепла в камеру сгорания; 3 – относительный расход воздуха; 4 – относительная температура газов за турбиной; 5 – КПД ГТУ; 6 – открытие ВНА
Испытания ГТУ GT10C, ГТЭ-110 и ГТЭ-160 были проведены не только на природном газе, являющемся для них основным топливом, но и на аварий-
ном жидком дизельном топливе, при этом получены практически такие же по-
казатели турбомашин, как и на газе. В случаях, когда испытания на газе и жид-
ком топливе приводились без большого разрыва по времени, было обнаружено некоторое (на ~ 2 %) увеличение расхода тепла топлива при одинаковых наг-
рузках. Характеристики испытанных ГТУ при частичных нагрузках показаны на рисунке 1 а. Для одновальных ГТУ характерно снижение расхода рабочей среды при постоянной температуре отработавших в турбине газов на начальном этапе разгружения при (0,5 – 0,6) < N эл < 1,0 и снижение температуры газов до
7
T2т (0,65 0,75)T2ном на холостом ходу при примерно постоянном расходе га-
зов на этапе дальнейшего разгружения.
Регулирование угла установки лопаток входного направляющего аппара-
та (ВНА) (разворот на ~ 30° на закрытие) позволяло уменьшать производитель-
ность компрессора на 27-30 %, КПД компрессора снижался при этом на 6-8 %.
Использование поворотного ВНА существенно улучшает показатели од-
новальных ГТУ при изменениях температуры наружного воздуха. Построенные по опытным данным зависимости некоторых из них для ГТУ V94.2 (ГТЭ -160)
показаны на рисунке 1 б, где приведены зависимости наибольших при данной наружной температуре параметров, соответствующих базовому режиму. Из ри-
сунка 1 б видно, что при низких зимних температурах, когда ограничена мощ-
ность ГТУ (tнар < −10 °С), можно, прикрывая ВНА, поддерживать примерно по-
стоянные расход и температуру отработавших в турбине газов, а, следователь-
но, пароили теплопроизводительность утилизирующего их тепло котла (подо-
гревателя) и параметры его теплоносителя.
Газотурбинные установки V94.2, введенные в эксплуатацию на Северо-
Западной ТЭЦ в середине 2001 г., работают в базовом режиме. В 2005 г. были проведены плановые ремонты этих ГТУ и их тепловые испытания. Полученные с их помощью результаты суммированы и приведены в таблице 3.
Из этих результатов следует, что изменения мощности ГТУ, восстанов-
ленных в результате ремонта, не превышали 2-2,5 %, что, вообще говоря, близ-
ко к погрешности их оценки.
|
|
|
Таблица 3 |
|
|
Результаты тепловых испытаний ГТУ |
|
||
|
|
|
|
|
Параметры |
ГТУ1 |
ГТУ2 |
||
Общая наработка, ч |
эквивалентных |
32563,5 |
33256,7 |
|
физических |
27845,1 |
29370,4 |
||
|
||||
Число пусков |
149 |
118 |
||
Разница полученной |
до капремонта |
−(2-2,5) |
−(1-1,5) |
|
при испытаниях и |
|
|
|
|
после капремонта |
1,2-2,3 |
0,4-2 |
||
нормативной |
||||
|
|
|
||
повышение |
3-4 |
1,5-3 |
||
мощности, МВт |
8
В современных энергетических ГТУ большой мощности температура от-
работавших в турбине газов составляет 550-640 °С. Их тепло может быть ис-
пользовано для теплоснабжения или выработки и перегрева до 540-565 °С пара,
расширяющегося затем в паровой турбине. КПД таких парогазовых установок,
достигнутые уже на действующих ТЭС, составляют 55-59 %. Проработаны тех-
нически способы их повышения до 60-62 %. Кроме высокого КПД, для них ха-
рактерны умеренная удельная стоимость и высокая надежность.
Ряд готовых вариантов использования в энергетике мощных ПГУ приве-
ден в таблице 4. Особенно эффективно применение ПГУ и ГТУ при комбини-
рованной выработке электроэнергии и тепла. Показатели, достижимые при пи-
тании распространенных в России (около 300 шт.) теплофикационных турбин Т-100 и ПТ-80 паром, выработанным в котле-утилизаторе отработавшими в ГТЭ-160 газами (такие модули ГТУ-КУ используются на Северо-Западной, Ка-
лининградской и ТЭЦ-27 Мосэнерго), приведены в таблице 5.
При полной загрузке выхлопов паровых турбин их мощности, расход,
давление и температура пара на входе снижаются, но общая электрическая мощность энергоблока растет, а его КПД на конденсационном (конд.) режиме повышается до 49-49,5 %. При полной загрузке по теплу (комб. в табл. 4) выра-
ботка его немного повышается, а выработка электроэнергии на тепловом по-
треблении (электроэнергия/тепло) увеличивается от 0,46-0,57 до 1,12-1,17
МВт·ч на 1 Гкал. При этом в электроэнергию преобразуется 45,5-47 % всего расхода топлива. Аналогичные решения возможны и для турбин Т-250, но для них разработанного газотурбинного модуля пока нет.
Увеличение конденсационной мощности газовых ТЭЦ в черте города при установке на них современных ПГУ не является недостатком, в тех случаях, ко-
гда город испытывает дефицит электрических мощностей при достаточном ре-
зерве тепловых. Во всех случаях решение о выборе оборудования должно осно-
вываться на сравнении издержек производства и себестоимости электроэнергии и тепла в условиях конкретного объекта. Возможно, результатом таких сравне-
ний будет пересмотр бытующих представлений об оптимальных соотношениях
9
электрических и тепловых мощностей, коэффициентах теплофикации и режи-
мах ТЭЦ. Такое техническое перевооружение имеет практические трудности из-за недостатка или отсутствия места на площадках, действующих ТЭЦ, необ-
ходимости вывода увеличенной электрической мощности и круглогодичного газоснабжения. Оно будет возможно не во всех случаях.
Таблица 4
Типовые варианты мощных ПГУ
Параметры и |
|
|
|
|
|
|
|
Типоразмеры ГТУ и ПГУ |
|
|
|
|
|
|||||||
показатели |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Мощность ГТУ, |
|
60-80 |
|
100-130 |
150-200 |
|
250-300 |
|
|
>300 |
||||||||||
МВт |
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Число ГТУ |
|
1 |
|
2 |
|
1 |
2 |
1 |
2 |
|
1 |
2 |
|
|
1 |
2 |
||||
Мощность паровой |
|
20 |
|
40 |
|
55 110 |
70-90 145-200 |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|||||
турбины, МВт |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Число паровых |
|
1-2 |
|
1-2 |
2-3 |
|
|
|
|
3 |
|
|
|
3 |
||||||
контуров |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Давление пара ВД, |
|
6-9 |
|
8-10 |
8-12 |
|
14-24 |
|
|
>17 |
||||||||||
МПа |
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Температура пара |
|
480-500 |
|
480-500 |
500-450 |
|
540-570 |
|
|
540-570 |
||||||||||
ВД, °С |
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Мощность ПГУ, |
|
120 |
240 |
|
160 325 |
230 |
450 |
|
400 |
800 |
|
500 1000 |
||||||||
МВт |
|
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
КПД ПГУ, % |
|
49-51 49-51 |
49-51 51-52 |
51-52 51-52 |
|
56-58 56-58 |
|
57-59 59-59 |
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 5 |
|
Сравнение показателей паровых и парогазовых установок на ТЭЦ |
|
|||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Оборудование |
|
|
|
|
|
|
|
|||
Показатель |
|
|
|
Т-100 |
ПГУ с Т-100 |
|
ПТ-80 |
|
|
ПГУ с ПТ-80 |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Режим работы |
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
Конд. |
Комб. |
Конд. |
Комб. |
Конд. |
Комб. |
Конд. |
Комб. |
||||||||||
Мощность паровой |
|
|
|
100 |
|
76,8 |
|
66,5 |
|
82,2 |
|
|
67,9 |
|
74,7 |
58,3 |
||||
турбины, МВт |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Мощность ГТУ, МВт |
|
|
- |
|
- |
151,2 |
|
- |
|
|
|
- |
|
151,2 |
||||||
Выработка тепла, МВт |
|
|
- |
|
151 |
- |
|
160 |
|
- |
|
|
128 |
|
- |
160 |
||||
Доля топлива, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
преобразованная в |
|
|
35,2 |
|
30,4 |
49,5 |
|
47,3 |
|
34,5 |
|
|
28,5 |
|
49,0 |
45,5 |
||||
электроэнергию, % |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Коэффициент |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
использования тепла |
|
35,2 |
|
83,6 |
49,5 |
|
83,0 |
|
34,5 |
|
|
82,1 |
|
49,0 |
82,0 |
|||||
топлива, % |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Выработка электро- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
энергии при тепловом |
|
|
- |
|
0,66 |
- |
|
1,36 |
|
- |
|
|
0,53 |
|
- |
1,31 |
||||
потреблении электро- |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
энергия/тепло |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|