Рис. 1. Новая схема охлаждения конденсатора турбины
В настоящее время обеспечение приемлемых технико-экономических показателей отечественных ТЭЦ осложняется новыми экономическими условиями, в частности, необходимостью поставки электроэнергии на оптовый рынок электроэнергии и мощности (НОРЭМ). Отбор электростанций для поставки электрической энергии на оптовый рынок осуществляется путем загрузки в первую очередь наиболее экономичных генерирующих предприятий на основании анализа удельных расходов топлива на производство электроэнергии.
Несомненно, это мероприятие оправдано для конденсационных станций, однако для теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) набор максимальной электрической мощности за счет дополнительного пропуска пара в конденсаторы теплофикационных турбин приводит к значительному перерасходу топлива. Опыт эксплуатации наглядно показывает, что технико-экономические показатели большинства ТЭЦ, в частности, входящих в состав Волжской территориальной генерирующей компании, существенно ухудшились после начала функционирования нового оптового рынка.
Ситуация осложняется значительным возрастанием стоимости электроэнергии на балансирующем рынке в моменты наибольшего спроса (электропотребления), особенно при превышении запланированных объемов поставки генерации. В подобных случаях стоимость за 1 МВт⋅ч поставляемой на оптовый рынок электроэнергии существенно увеличивается, а в периоды наименьшего электропотребления, соответственно, снижается до минимальных значений.
Это обстоятельство является определяющим при планировании диспетчерских графиков генерации электрической энергии и обусловливает пики вырабатываемой на ТЭЦ электрической мощности, обеспечиваемой за счет максимального пропуска пара в конденсаторы теплофикационных турбоустановок. В ряде случаев покрытие задаваемых системным оператором пиковых электрических нагрузок осуществляется в ущерб теплофикационной нагрузке ТЭЦ за счет снижения отбора пара на сетевые подогреватели теплофикационных турбин и замещения дефицита теплотой от пиковых водогрейных котлов, а также включением редукционно-охладительных установок (РОУ).
Однако, даже для самых неэкономичных режимов работы теплоэлектроцентралей топливная составляющая компенсируется возрастающей в пиковых режимах стоимостью электрической энергии. Проведенные для Ульяновской ТЭЦ-1 расчеты показывают, что стоимость топлива, затраченного для выработки пиковой электрической мощности за счет дополнительного пропуска пара в конденсаторы турбин, примерно сопоставима с доходом, получаемым энергопредприятием от реализации этого дополнительного количества электрической энергии по базовой цене.
Следовательно, при возрастании стоимости электрической энергии относительно базовой в моменты наибольшего энергопотребления прибыль генерирующей компании возрастает в зависимости от цены одного мегаватт-часа на балансирующем рынке. Безусловно, эксплуатация ТЭЦ в пиковых режимах приводит к снижению экономии топлива и эффективности теплофикации. Таким образом, в современных экономических условиях необходима разработка и внедрение новых энергосберегающих технологий, позволяющих максимально использовать преимущества теплофикации.
По мнению авторов, наиболее обоснованным в условиях дефицита инвестиций является поиск и реализация решений, не требующих значительных материальных затрат, и, в первую очередь, направленных на оптимизацию режимов работы ТЭЦ. Для ТЭЦ с открытыми системами теплоснабжения, для которых характерны значительные расходы подпиточной воды, достигающие нескольких тысяч тонн в час, и имеющих достаточное количество аккумуляторных баков для создания запаса подпиточной воды, возможно снижение доли конденсационной выработки электроэнергии во время несения станцией максимальной электрической нагрузки.
Как правило, подобные теплоэлектроцентрали работают по следующей схеме: в ночное время, когда расход подпиточной воды теплосети минимален, происходит интенсивное заполнение баков аккумуляторов деаэрированной подпиточной водой за счет увеличения производительности водоподготовительной установки. Подобная технология была оправдана в советское время, т.к. для надежного теплоснабжения потребителей требовалось значительное количество подпиточной воды, расход которой в часы максимального водопотребления зачастую превышал максимальную производительность водоподготовительной установки. В настоящее время описанная выше схема утратила свою актуальность по причине значительного снижения расхода подпиточной воды.
Например, на Ульяновской ТЭЦ-1 произошло более чем двукратное снижение расхода подпиточной воды. Если ранее количество воды для восполнения потерь из открытой системы теплоснабжения достигло 3000 м3/ч, то теперь оно составляет 1000–1500 м3/ч. Снижение расхода подпиточной воды на отечественных ТЭЦ объясняется, во-первых, введением коммерческого учета теплоносителей у большинства потребителей тепловой энергии, во-вторых, отсутствием подключений новых потребителей к уже существующим централизованным теплоисточникам в связи с использованием децентрализованных источников теплоты.
Тенденция снижения расхода подпиточной воды, по-видимому, сохранится, поскольку развитие рыночных отношений между поставщиками и потребителями тепловой и электрической энергии обусловливает повсеместное введение коммерческого учета. Сложившуюся ситуацию можно эффективно использовать для увеличения доли выработки электрической энергии отработавшим паром турбоустановок.
Как правило, на ТЭЦ значительные расходы исходной подпиточной воды подогреваются во встроенных пучках конденсаторов теплофикационных турбин, что позволяет вырабатывать наибольшее количество электроэнергии на тепловом потреблении, а следовательно, существенно экономить первичные энергоносители. Именно для таких станций целесообразно организовать режим работы водоподготовительной установки приготовления подпиточной воды теплосети таким образом, чтобы в ночное время, когда электрическая нагрузка станции минимальна и определяется тепловой нагрузкой, расход исходной подпиточной воды через встроенные пучки конденсаторов турбин также был минимальным.
Подобная схема работы позволяет сохранить полезную емкость аккумуляторных баков для дальнейшего их заполнения в часы, приходящиеся на период несения станцией максимальной электрической мощности.Проведенные для реальных условий работы Ульяновской ТЭЦ-1 расчеты показывают, что при имеющейся полезной емкости установленных аккумуляторных баков, равной 21 тыс. м3, и увеличении расхода подпиточной воды на 2000 м3/ч электростанция может работать в режиме заполнения более 10 ч.
При этом дополнительная мощность, вырабатываемая турбоустановкой с турбиной типа Т-100-130 на тепловом потреблении, превышает 9 МВт [1]. Для обеспечения своевременной разрядки аккумуляторных баков потребуется соответствующее снижение производительности водоподготовительной установки одновременно со снижением электрической мощности станции. Следует отметить, что средняя продолжительность несения максимальной электрической нагрузки составляет от двух до шести часов в сутки, поэтому разрядка баков-аккумуляторов до минимальных значений вполне осуществима в условиях эксплуатации ТЭЦ.
Единственным недостатком предложенного режима работы является необходимость периодического изменения производительности водоподготовительной установки, однако на тепловых электростанциях, не имеющих установок умягчения подпиточной воды и ограничивающихся декарбонизацией совместно с вводом ингибиторов отложений минеральных солей, организация данного режима не представляет затруднений. В качестве решения, не требующего значительных материальных затрат на реконструкцию тепловой схемы электростанции, авторами предложена новая схема работы городских ТЭЦ, представленная на рис. 1.
Особенностью решения, позволяющего наиболее полно использовать теплоту отработавшего пара турбин, является использование в качестве охлаждающей среды конденсаторов турбин питьевой воды системы централизованного холодного водоснабжения перед подачей потребителям. Реализация предложенного решения осуществляется путем включения встроенного пучка конденсатора паровой турбины по охлаждающей среде в трубопровод питьевой воды системы централизованного холодного водоснабжения перед подачей потребителям и предполагает регулируемый подогрев этой воды до 20 °C.
Причем регулируемый подогрев питьевой воды системы централизованного холодного водоснабжения в конденсаторе паровой турбины перед подачей потребителям производится в течение всего года при использовании артезианских источников холодного водоснабжения и в течение холодного времени года — при водозаборе из поверхностных водоемов. Одним из основных достоинств предложенной технологии охлаждения конденсаторов турбин ТЭЦ является существенное повышение тепловой экономичности электростанции, достигаемое за счет увеличения выработки электроэнергии на тепловом потреблении при одновременном снижении расхода теплоты на подогрев воды системы горячего водоснабжения как открытых, так и закрытых систем теплоснабжения.
В закрытых системах теплоснабжения снижение расхода теплоты достигается за счет использования у потребителей для приготовления горячей воды более теплой исходной питьевой воды, подогретой на ТЭЦ до 20 °C. Повышение экономичности открытых систем теплоснабжения достигается за счет уменьшения количества ГВС, при ее смешении в водоразборных устройствах с более теплой водой системы ХВС.
Для оценки энергоэффективности предложенной технологии охлаждения конденсаторов турбин ТЭЦ применена разработанная в НИЛ «Теплоэнергетические системы и установки» УлГТУ методика, предусматривающая использование в качестве критерия тепловой экономичности величины удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении [2]. Так, применительно к реальным условиям работы Ульяновской ТЭЦ-1, экономический эффект от применения новой технологии составляет более 9800 т.у.т./год.
В расчете учитывалось, что предложенная схема эксплуатируется в течение восьми месяцев (кроме летних месяцев и сентября), а среднечасовой расход питьевой воды составляет 1500 м3/ч. В расчете учитывались фактические данные по температурам питьевой воды для различных месяцев года. Помимо достижения существенной экономии топлива на ТЭЦ реализация предложенного решения позволяет повысить надежность систем централизованного холодного водоснабжения, а также улучшить экологические показатели электростанции за счет снижения выбросов парниковых газов, в частности СО2.
Благодаря регулируемому подогреву питьевой воды перед подачей потребителям исключается конденсация водяных паров на поверхности трубопроводов, что, безусловно, снижает интенсивность наружной коррозии труб систем централизованного водоснабжения. А благодаря ограничению мощности устройств для охлаждения нагретой циркуляционной воды конденсаторов турбин ТЭЦ (например, градирен в системе технического водоснабжения) сокращаются выбросы СО2.
Реализация на ТЭЦ предложенного решения позволяет: повысить тепловую экономичность ТЭЦ; снизить интенсивность наружной коррозии труб систем централизованного водоснабжения города; улучшить экологическую обстановку в районе размещения ТЭЦ. Кроме того, максимумы электрои водопотребления, как правило, совпадают, что позволяет максимально использовать преимущества теплофикации в периоды несения ТЭЦ пиковых электрических нагрузок.
Выводы
- Участие теплоэлектроцентралей в поставках электроэнергии на балансирующий рынок (НОРЭМ) приводит к существенному снижению экономии топлива и эффективности теплофикации.
- В современных экономических условиях необходима разработка и внедрение новых энергосберегающих технологий, направленных на максимальное использование преимуществ комбинированного производства электрической и тепловой энергии.
- В первую очередь, должны реализовываться мероприятия режимного характера, которые основываются на использовании аккумулирующей способности бакового хозяйства ТЭЦ для увеличения выработки электроэнергии отработавшим паром паротурбинных установок путем организации дополнительного пропуска исходной подпиточной воды через конденсаторы турбин одновременно с взятием станцией максимальной электрической нагрузки.
- Максимально повысить эффективность теплофикации, надежность систем централизованного холодного водоснабжения позволяет предложенная в докладе схема охлаждения конденсаторов турбин ТЭЦ.
