Исследование тепловой экономичности ТЭС с турбоустановкой К-300-240-2 ХТГЗ и абсорбционным тепловым насосом при переменных режимах работы Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы — Скубиенко Сергей Витальевич, Янченко Илья Владимирович

Рассматривается влияние абсорбционного теплового насоса на тепловую экономичность ТЭС с турбоустановкой К-300-240-2 ХТГЗ, работающей с коэффициентами недовыработки электрической мощности 0,7, 0,8, 0,9 и 1,0. Описываются результаты численных исследований и анализ показателей тепловой экономичности ТЭС с АБТН для коэффициентов энергетической эффективности тепловых циклов 3,0 и 3,45. Представлены режимные характеристики прироста мощности электростанции в зависимости от температуры охлаждающей воды и наиболее экономичные режимы работы ТЭС с АБТН.

INVESTIGATION OF THE THERMAL EFFICIENCY OF THERMAL POWER PLANT WITH THE K-300-240

This article the influence of the impact of the absorption heat pump for thermal efficiency TPP with the K-300-240-2 HTGZ turbounits working with coefficients underproduction of electrical power 0.7, 0.8, 0.9 and 1.0. Describes the results of numerical investigations and analysis of the thermal efficiency of thermal power plants with ALBHP for energy efficiency ratios of thermal cycles, 3,0 and 3,45. Presents the performance characteristics of the power plant growth depending on the temperature of the cooling water and the most efficient modes of TPP ALBHP.

Текст научной работы на тему «Исследование тепловой экономичности ТЭС с турбоустановкой К-300-240-2 ХТГЗ и абсорбционным тепловым насосом при переменных режимах работы»

ЭНЕРГЕТИКА POWER ENGINEERING

УДК 621.311 DOI: 10.17213/0321-2653-2015-2-30-35

ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ ТЭС С ТУРБОУСТАНОВКОЙ К-300-240-2 ХТГЗ И АБСОРБЦИОННЫМ ТЕПЛОВЫМ НАСОСОМ ПРИ ПЕРЕМЕННЫХ РЕЖИМАХ РАБОТЫ

INVESTIGATION OF THE THERMAL EFFICIENCY OF THERMAL POWER PLANT WITH THE K-300-240

Скубиенко Сергей Витальевич - доцент, кафедра «Тепловые электрические станции и теплотехника», ЮжноРоссийский государственный политехнический университет (НПИ) имени М.И. Платова, г. Новочеркасск, Россия. Тел. (8635) 25-52-18. E-mail: set@itsinpi.ru

Янченко Илья Владимирович - ассистент, кафедра «Тепловые электрические станции и теплотехника», ЮжноРоссийский государственный политехнический университет (НПИ) имени М.И. Платова, г. Новочеркасск, Россия. Тел. (8635) 25-52-18. E-mail: vozhdvolgi@rambler.ru

Skubienko Sergei Vitalevich - assistant professor, department «Thermal Power Plants and Heating Engineer», Platov South-Russian State Polytechnic University (NPI), Novocherkassk, Russia. Ph. (8635) 25-52-18. E-mail: set@itsinpi.ru

Yanchenko Ilya Vladimirovich - assistant, department «Thermal Power Plants and Heating Engineer», Platov South-Russian State Polytechnic University (NPI), Novocherkassk, Russia. Ph. (8635) 25-52-18. E-mail: vozhdvolgi@rambler.ru

Ключевые слова: абсорбционный бромисто-литиевый тепловой насос; тепловая электростанция; оптимизации тепловых схем ТЭС; надежность работы энергетического оборудования; КПД электростанции.

Keywords: absorption lithium bromide heat pump; thermal power station; optimizing the thermal schemes of thermal power station; the reliability of the power equipment; the efficiency of power plants.

Тепловые электрические станции (ТЭС) составляют большую часть энергетической системы России, из них около 67 % ТЭС конденсационного типа установленной мощностью свыше 1000 МВт, КПД которых, как правило, не превышает 40 % [1]. Величина КПД конденсационных ТЭС обусловлена особенностями технологического процесса, однако влияние на ее изменение могут оказывать и отличные от номинальных режимы работы электростанции, физический износ энергетического оборудова-

ния и другие факторы. При переменном режиме работы энергетическое оборудование ТЭС работает на сниженных начальных параметрах пара, что влечет за собой снижение номинальной мощности энергоблоков и, как следствие, тепловой экономичности электростанции в целом [2].

С целью повышения эффективности работы конденсационных ТЭС при номинальных и переменных режимах предлагаются различные варианты применения высокоэффективного теплонасосного оборудо-

вания [3, 4]. Наиболее распространенным вариантом является применение тепловых насосов парокомпрес-сионного типа (ПКТН), характеризующихся высокими коэффициентами трансформации. Однако на крупных энергетических объектах наиболее целесообразным может явиться применение абсорбционных тепловых насосов (АБТН), которые в отличие от первых, характеризуются наименьшими затратами энергии на собственные нужды [5].

Развитие научно-технических исследований в области оценки эффективности применения АБТН в технологических циклах ТЭС способствовало изучению энергетических процессов, протекающих при номинальном режиме работы электростанции.

Для оценки влияния АБТН на тепловую экономичность работы ТЭС при переменных режимах был рассмотрен типовой энергоблок мощностью 300 МВт с турбоустановкой К-300-240-2ХТГЗ, работающий с коэффициентами недовыработки электрической мощности 0,7, 0,8, 0,9 и 1,0. Выбор данного диапазона исследования был обусловлен процессами, которые сопровождаются: значительным снижением рабочих параметров пара в отборах турбины, необходимостью отключения группы ПВД, снижением параметров питательной воды на входе в паровой котел, что, например, при эксплуатации пылеугольных энергоблоков ТЭС в большинстве случаев недопустимо.

Проведение численных исследований режимов работы энергоблока ТЭС осуществлялось с помощью математической модели [6], в основу которой были положены известные уравнения, характеризующие процесс преобразования тепловой энергии в электри-

ческую для энергоблоков конденсационных электростанций [1, 7], дополненные рядом уравнений, описывающих энергетические процессы, протекающие в тепловых схемах электростанций с тепловым насосом абсорбционного типа [6].

Исследования проводились для условиях работы ТЭС в Южном федеральном округе РФ:

- среднестатистическая тепловая нагрузка в отопительный период - 20 МВт;

- график отопительной нагрузки - 115/70 °С;

- изменение температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор паровой турбины:

—зимний период - 4 = 5 оС;

—переходный период весны - 4 = 12 оС;

—летний период - 4 = 27 оС;

—переходный период осени - 4 = 20 оС.

Значения температур охлаждающей воды выбраны исходя из среднестатистических условий эксплуатации конденсационных установок в отмеченные периоды года, которые в свою очередь зависят от [8, 9]:

- интенсивности солнечной радиации;

- наличия динамических процессов перемешивания водных слоев;

- наличия сброса отработанной циркуляционной воды электрических станций и промышленных предприятий в водоем.

Влияние АБТН на тепловую экономичность технологического цикла оценивалось с помощью анализа эффективности работы системы регенерации энергоблока ТЭС мощностью 300 МВт, в схеме которой ПНД 9 подключен к конденсационному контуру АБТН (рис. 1).

Рис. 1. Принципиальная тепловая схема ТЭС с использованием АБТН: 1 - паровой котел; 2 - деаэратор; 3 - абсорбционный тепловой насос; 4 - паровая турбина; 5 - конденсатор; 6 - испарительный контур абсорбционного теплового насоса; 7 - сетевая установка энергоблока; 8 - нижний сетевой подогреватель; 9 - конденсационный контур теплового насоса; 10 - конденсатный насос; 11 - группа регенеративных подогревателей низкого давления; 12 - питательный насос; 13 - группа регенеративных подогревателей высокого давления

Основным критерием оценки тепловой экономичности ТЭС является изменение энергетического коэффициента пара регенеративного отбора Аг, описывающего работу регенеративных циклов рассматриваемых тепловых схем.

На предварительном этапе проведения численных исследований при помощи математической модели был произведен расчет Аг для типового энергоблока с турбиной К-300-240-2 ХТГЗ и аналогичного блока с АБТН, работающих при номинальных нагрузках. В результате анализа полученных величин было установлено, что энергетический коэффициент пара регенеративного отбора энергоблока ТЭС с АБТН относительно типового увеличивается в 1,4^1,45 раза, при этом термический КПД регенеративного цикла турбо-установки повышается на 1,6^1,8 % [10].

Повышение эффективности регенеративного цикла объясняется работой конденсационного контура теплового насоса, обеспечивающего тепловую мощность ПНД 9. АБТН производит тепловой энергии в 1,65^2,1 раза больше, чем затрачивает, за счет преобразования и переноса низкопотенциальной теплоты составом бромисто-литиевого раствора. Таким образом, при постоянной мощности регенеративной системы энергоблоком затрачивается меньше тепловой энергии, что способствует повышению коэффициента регенерации ТЭС.

Результаты предварительных исследований позволили установить, что повышение термического КПД регенеративного цикла напрямую зависит от эффективности работы теплового насоса, так как он несет большую часть тепловой нагрузки системы регенерации. Поэтому при проведении дальнейших исследований режимов работы ТЭС с АБТН был введен коэффициент энергетической эффективности тепловой схемы с АБТН, учитывающий увеличение коэффициента регенерации на величину коэффициента трансформации теплового насоса: ^ = ^ + k Здесь

^ - коэффициент регенерации (переменная величина находится в пределе 1,Н1,35. Характеризует работу регенеративной системы и зависит от начальных параметров пара, количества регенеративных отборов и температуры питательной воды); к^ - коэффициент трансформации теплового насоса (постоянная величина, устанавливается заводом-изготовителем в зависимости от количества ступеней регенерации бромисто-литиевого раствора, а также от параметров пара на входе в генератор теплового насоса. Для одноступенчатой регенерации раствора к1р= 1,65, для двухступенчатой - 2,1).

Тепловая экономичность энергоблока оценивалась при характерных сезонных эксплуатационных режимах, описывающих работу электростанции в течение всего года, по следующим показателям:

- удельный расход теплоты на турбоустановку;

- абсолютный КПД турбоустановки;

- КПД энергоблока электростанции;

- удельный расход условного топлива (при сжигании твердого топлива);

- прирост электрической мощности.

Результаты исследования переменных режимов

работы ТЭС с АБТН при коэффициентах трансформации теплового насоса к^ = 1,65 представлены на рис. 2.

Анализ полученных результатов показал, что при постоянной электрической мощности турбины экономичность тепловой схемы ТЭС с АБТН, работающей при коэффициенте энергетической эффективности ^ = 3,0, по сравнению с типовой схемой в течение года изменяется в соответствии с графиками рис. 2.

Из рис. 2 видно, что при коэффициенте недовыработки мощности, равном 0,7:

- удельные расходы теплоты на турбоустановку сократились на 8,75^55,37 кДж/(кВт-ч). Для зимнего периода при ^ = 5 оС удельный расход теплоты на турбоустановку сократился на 55,37 кДж/(кВт-ч), для переходного периода весны при 4 = 12 оС расход теплоты уменьшился на 43,21 кДж/(кВт-ч), в переходный период осени при 4 = 20 оС данная величина сократилась на 20,93 кДж/(кВт-ч), в летний период при 4 = 27 оС снижение расхода теплоты составило 8,75 кДж/(кВт-ч);

- абсолютный КПД турбоустановки и электростанции повысился на 0,1^0,4 % за счет снижения расходов теплоты на турбоустановку и энергоблок в целом;

- удельный расход условного топлива сократился на 1^2 г/(кВт-ч).

Дальнейший расчет показателей тепловой экономичности схемы ТЭС с АБТН, работающей при коэффициенте энергетической эффективности ^ = 3,0, выполнялся при аналогичных условиях. По результатам проведенного анализа расчета тепловой схемы ТЭС с АБТН, работающей при коэффициентах недовыработки мощности 0,8, 0,9 и 1,0, установлена тенденция к снижению удельных расходов теплоты на турбоустановку на 2,67^56,39 кДж/(кВт-ч), повышению КПД турбоустановки на 0,1^0,4 %, КПД электростанции на 0,1^0,3 % и сокращению удельных расходов условного топлива на 1^2 г/(кВт-ч).

Для тепловой схемы ТЭС с АБТН, работающей при коэффициенте энергетической эффективности ^=3,45, наблюдается тенденция к снижению удельных расходов теплоты на турбоустановку на 6,47^70,65 кДж/(кВт-ч), повышению КПД турбоустановки на 0,1^0,5 %, КПД электростанции 0,1^0,4 % и сокращению удельных расходов условного топлива на К3 г/(кВт-ч).

Такое повышение показателей тепловой экономичности объясняется тем, что тепловой насос, работающий с к^ = 2,1, при прочих равных условиях, позволяет произвести в 1,3 раза больше тепловой энергии, чем первый.

При этом наибольшие показатели тепловой экономичности достигаются для режимов работы ТЭС с АБТН с коэффициентами недовыработки мощности 0,7, 0,8 и 0,9, что объясняется обеспечением заданной

установленной мощности электростанции при меньших расходах теплоты на турбоустановку и энергоблок в целом [11].

Прирост мощности для ТЭС с АБТН, работающей при переменных режимах с постоянным расходом пара на турбину, представлен на рис. 3.

Величина прироста электрической мощности ТЭС с АБТН определялась следующим образом:

ДМ = ЕNАБТН -Е^ТЭС.

Здесь Е N^3™ - суммарная электрическая мощность энергоблока ТЭС с АБТН, кВт; Е МТЭС - суммарная электрическая мощность энергоблока типовой ТЭС, кВт.

Описание энергетических характеристик для ТЭС с АБТН, работающей при коэффициентах недовыработки мощности 0,7, 0,8, 0,9 и 1,0, с сезонным изменением температуры охлаждающей воды и расходов пара представлено в таблице.

Рис. 2. Показатели тепловой экономичности ТЭС с АБТН при kэ = 3,0: а - изменение удельного расхода теплоты на турбоустановку; б - изменение КПД турбоустановки; в - изменение КПД энергоблока электростанции; г - изменение удельного расхода условного топлива

Рис. 3. Среднемесячное изменение мощности для энергоблока ТЭС с АБТН, работающей с коэффициентом недовыработки мощности 0,7

На основе полученных значений (таблица) были построены режимные характеристики прироста мощности электростанции в зависимости от температуры охлаждающей воды при переменных режимах работы ТЭС с АБТН (рис. 4).

Анализ полученных результатов показал, что при работе электростанции с коэффициентом энергетической эффективности 3,45 энергоблоком достигается наибольшая выработка электрической мощности, что объясняется применением теплового насоса с двухступенчатой регенерацией бромисто-литиевого раствора и коэффициентом трансформации £ф = 2,1.

1. На основе численных исследований установлено влияние коэффициента трансформации теплового

насоса на экономичность работы регенеративного цикла ТЭС. Энергетический коэффициент пара регенеративного отбора энергоблока ТЭС с АБТН относительно типового, увеличивается в 1,40^1,45 раза, при этом абсолютное значение термического КПД регенеративного цикла турбоустановки повышается на 1,6^1,8 %. Наибольшая экономичность электростанции достигается при применении АБТН, работающего с коэффициентом трансформации ^р=2,1.

2. Для объективной оценки энергетических процессов, протекающих в тепловой схеме ТЭС с АБТН, введен коэффициент энергетической эффективности kэ, который позволяет учитывать не только полезно использованную теплоту потоков пара регенеративных отборов турбины, но и высокопотенциальную тепловую энергию, вводимую в регенеративный цикл ТЭС теплонасосным оборудованием.

Характеристики увеличения установленной электрической мощности ТЭС с АБТН, работающей при переменных режимах

Коэффициент недовыработки электрической мощности электростанции Температура охлаждающей воды, оС Расход пара на турбину, кг/с Прирост мощности электростанции при кэ = 3,0, кВт Прирост мощности электростанции при кэ = 3,45, кВт

📎📎📎📎📎📎📎📎📎📎

Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы — Скубиенко Сергей Витальевич, Янченко Илья Владимирович

Похожие темы научных работ по энергетике и рациональному природопользованию , автор научной работы — Скубиенко Сергей Витальевич, Янченко Илья Владимирович

INVESTIGATION OF THE THERMAL EFFICIENCY OF THERMAL POWER PLANT WITH THE K-300-240