Современные задачи повышения эффективности производства тепловой энергии и пути их решения

Основные тенденции развития энергетики в XXI веке связаны с внедрением технологий, которые могут удовлетворить растущие потребности при наименьших затратах и высокой эффективности, но мало влияют на окружающую среду [1]. Кроме того, преобразование химической энергии из ископаемого топлива будет оставаться доминирующим способом производства электроэнергии в обозримом будущем. Основу энергетической отрасли России составляют тепловые электростанции (ТЭС). Тепловые электростанции относятся к числу сложных технических систем, которые по-разному влияют на многие сферы общества, в то время как они тесно связаны с потребителями производимой продукции, поставщиками сырья и друг с другом, создавая энергетические системы с большим количеством технологических, экологических, экономических и социальных связей. Надежная, безопасная и, главное, эффективная эксплуатация тепловых электростанций – одна из важнейших задач. В то же время в контексте развития рыночных отношений российские энергокомпании должны обеспечить конкурентоспособность производственных компаний за счет снижения энергозатрат. Поэтому перед энергосистемой стоит задача обеспечения наиболее экономичного и эффективного использования производственных мощностей, технологических и природных ресурсов.

Развитие тепловой энергии во всем мире связано с решением проблем повышения эффективности, экологичности, снижения материалоемкости и капиталоемкости, повышения надежности и эксплуатационных характеристик тепловых электростанций. Внедрение в энергетику комбинированных парогазовых установок (ПГУ) является одним из признанных направлений по реализации поставленных задач [2]. Сочетание газотурбинных и паротурбинных агрегатов, работающих в высокотемпературных и низкотемпературных циклах в одной когенерационной установке, позволяет повысить топливную экономичность и обеспечить повышение КПД до 54 ... 64%, т.е. до уровня, недостижимого для других тепловых двигателей. Кроме того, газотурбинная установка с комбинированным циклом позволяет снизить удельные выбросы оксидов азота и серы на 50% по сравнению с традиционной теплоэлектростанцией, тем самым улучшая экологические показатели электростанции.

В России ПГУ реализуется в основном в центральной части страны, поскольку в топливном балансе регионов этой части преобладает газ. В некоторых регионах, таких как: Дальний Восток, Урал и Сибирь, внедрение парогазовых технологий не учитывается из-за больших запасов угля в этих регионах, что приводит к снижению конкурентоспособности компаний-производителей в этих регионах, особенно при отключении тепловой нагрузки, потому что эффективность производства электроэнергии значительно снижается (до 29 ... 31%). Поэтому важной ролью энергетической отрасли является повышение эффективности технологий выработки электроэнергии и тепла в угольных регионах.

Одним из способов решения этой проблемы является использование угля на электростанциях с парогазовыми установками и разработка технологий ПГУ. Около 67% установленной российской электрической мощности производится тепловыми электростанциями, но их средняя эффективность составляет 35,8%, так как большинство из них – паротурбинные. В этом отношении парогазовые электростанции (ПГУ) почти в два раза эффективнее – с КПД 61%. Именно такую станцию сегодня пытаются представить инженеры-энергетики.

Комплексные исследования ПГУ разных типов были выполнены ВТИ (Березинец П. А., Ольховский Г. Г.), МЭИ (Цанев С. В., Буров В. Д.), СГТУ (Ларин Е. А., Андрющенко А. И., Николаев Ю. Е., Анкудинова М. С. Дубинин А. Б.), СамГТУ (Зиганшина С. К., Хусаинов К. Р., Кудинов А. А.), ИСЭМ СО РАН (Деканова Н. П., Клер А. М., Медников А. С., Тюрина Э. А.), УрФУ (Богатова Т. Ф., Рыжков А. Ф., Левин, Е. И., Абаимов, Н. А.) и др.

Использование ПГУ позволяет значительно снизить потребление топлива при постоянном производстве энергии или значительно увеличить его производство при том же уровне потребления топлива, а также повысить управляемость электростанций. Тем не менее, существуют также недостатки в работе ПГУ, такие как сезонные ограничения производительности, т.е. сокращение установленной мощности производственного объекта из-за внешних сезонных факторов. Причиной сезонных ограничений в электроснабжении может быть ухудшение вакуума в конденсаторах турбоагрегатов, что вызвано повышением температуры охлаждающей воды в циркуляционной системе электростанции летом.

По мере того, как температура воздуха на входе в газотурбинную установку (ГТУ) увеличивается, количество вырабатываемой электроэнергии уменьшается, а расход топлива увеличивается. Из всех технологий охлаждения газовых турбин предлагается использование абсорбционных холодильных машин (АБХМ). АБХМ – это холодильная установка, работающая не на электричестве, а на тепле. Источником тепловой энергии могут быть горячая вода, выхлопные газы, пар, природный газ и другие виды топлива.

Для решения проблемы снижения электроэнергии, вырабатываемой газовыми турбинами при повышенных температурах наружного воздуха, предлагается установить теплообменник, через который будет проходить охлажденная вода из АБХМ с температурой +6 – + 11 ° C. Холод, вырабатываемый АБХМ, служит для охлаждения приточного воздуха на входе в ГТУ до +15 – +20°C. ABHM может напрямую использовать выхлопные газы газовых турбин и горячую воду/пар из котлов-утилизаторов. Поэтому охлаждение производится в основном за счет потребления отработанных источников тепла. Газовые турбины обычно работают с постоянным потоком воздуха, при повышении температуры плотность уменьшается, и, следовательно, производительность газовых турбин уменьшается. Снижение температуры воздуха, подаваемого в турбину с 42°С до 13°С, предотвращает снижение производительности газовых турбин на 31%, что происходит, когда воздух поступает на вход высокотемпературной турбины. Таким образом, станет возможным поддерживать высокую производственную мощность ТЭС и минимизировать ее сезонные ограничения. По экономическим показателям, полученным при анализе эффективности внедрения данного оборудования, проект также можно принять к реализации. Несмотря на финансовые затраты, складывающиеся из стоимости оборудования, монтажных и пусконаладочных работ, обучения персонала, при реализации данного проекта уже в течение первого года эксплуатации рентабельность увеличится на 10% в результате увеличения мощности энергоблока и снижения затрат на используемое при этом топливо. Это позволит снизить себестоимость вырабатываемой электроэнергии и, как следствие, увеличить прибыль. Повышение производительности оборудования в результате технического перевооружения, улучшение использования времени и мощности, снижение стоимости единицы мощности позволит повысить фондоотдачу.

Расчетные характеристики работы ПГУ в летний период при максимальном снижении мощности, а также наиболее важные экономические показатели, определяемые до ввода в эксплуатацию АБХМ и после него, представлены в таблице. При выборе и монтаже АБХМ могут возникнуть трудности, связанные с установленной на ПГУ системой охлаждения, которая зависит от наличия охлаждающей воды. Если имеется достаточное количество воды (часто морская или речная вода), и на ПГУ смонтирована открытая система охлаждения, установка АБХМ экономически и технически менее затратная, так как технические работы не ограничены корпусом турбинного цеха ТЭС. Если же воды ограниченное количество, то применяется закрытая система охлаждения ПГУ. В таком случае монтаж оборудования АБХМ более затратный, так как он нуждается в дополнительных работах внутри турбинного цеха.

Таблица

Расчетные характеристики ПГУ и показатели их экономической эффективности

Установка нового оборудования связана с большими материальными, финансовыми и организационными затратами. Однако для повышения конкурентоспособности ТЭС, для сохранения и усиления её позиций на современном рынке электроэнергии необходима модернизация ПГУ с установкой АБХМ. Предлагаемое преобразование обладает положительным эффектом, оно благотворно повлияет на энергоэффективность ТЭС.