Турбогенераторы для производственных и производст- венно-отопительных котельных

В существующих котельных с паровыми котлами, да и на ТЭЦ, на протяжении десятилетий устанавливались для снижения давления пара редукционные охладительные установки (РОУ) или редукционные ус- тановки (РУ). В них бесполезно сбрасывается давление пара, в связи со сложившимися нормативными параметрами паровых котлов и сущест- вующими условиями и режимами работы производственного и вспомо- гательного оборудования. В настоящих экономических условиях суще- ственный эффект можно получить при замещении РОУ и РУ на проти- водавленческие турбины.

Физическая сущность применения противодавленческой турбины состоит в том, что вместо снижения давления при пропуске пара через многочисленные отверстия – сопла РОУ, и впрыска в нее воды, за счет испарения которой снижается температура пара до необходимых по- требителю параметров, процесс срабатывания потенциала пара турби- ной до требуемого значения происходит при протекании пара через ее проточную часть.

Эффективность замены процесса снижения параметров пара в РОУ срабатыванием адекватного потенциала в противодавленческой турбинe (типа Р или ПР), являющейся по существу «вращающейся РОУ», за- ключается в том, что турбина позволяет не терять (что происходит в РОУ), а полезно использовать срабатываемый на рабочих лопатках по- тенциал парового потока для получения электроэнергии. Расход пара, а следовательно, и удельные затраты топлива при использовании турбины несколько выше по сравнению с РОУ. В РОУ нужно подать меньшее количество пара, во-первых, на объем впрыскиваемой в неё питательной воды (15–20 %), во-вторых, на величину проточек пара через концевые уплотнения турбины (0,5–1,5 % расхода пара через проточную часть) и, в-третьих, на величину механических и электрических потерь в турбине и электрогенераторе. Однако при этом удельные дополнительные затра- ты топлива на выработку электроэнергии во «вращающейся РОУ» зна- чительно ниже по сравнению с ТЭЦ, не говоря уже о производстве электроэнергии на КЭС даже с самым современным оборудованием. Но

при очевидной энергетической эффективности замена обычной РОУ на

«вращающиеся» – реализация этого мероприятия связана с дополни- тельными капитальными затратами.

Реализация рассматриваемого энергосберегающего мероприятия не вызывает существенных технических сложностей. Принципиальная схем включения на ТЭЦ или в котельной обычной РОУ и «вращающей- ся РОУ» приведена на рис. 2.7.7. В схеме с установкой противодавлен- ческой турбины обычная РОУ сохраняется как резервная на период плановых или аварийных остановов турбины.

 

 

Рис. 2.7.7. Принципиальная схема включения на ТЭС или в котельной обычной РОУ (а) и противодавленческой турбины (б)

1 – котел; 2 – РОУ; 3 – сетевой подогреватель; 4 – питательный насос; 5 – пар на технологию; 6 – подпитка с химводоочистки; 7 – противодавленческая турбина;

8 – электрогенератор (деаэратор, подогреватели, конденсационный насос и другие элементы схемы в целя упрощения не показаны)

 

Нет проблем и с подбором турбинного оборудования. Турбины ти- пов Р и ПР на давление 2,1–14 МПа выпускаются АО «Калужский тур- бинный завод». В последние годы это предприятие предлагает доста- точно широкую (0,5; 0,6; 0,75; 1,7; 3,5 МВт) номенклатуру турбогене- раторов типа «Кубань» блочного исполнения, в состав которой входят противодавленческая турбина, электрогенератор и редуктор на общей раме-маслобаке полной заводской готовности, а также турбогенератора ТГ–0,610,4–К с конденсатором-бойлером (температура воды – 40–90°С) на давление 0,8–1,3 МПа. Турбогенераторы «Кубань» успешно эксплуа- тируются на многих объектах России и в странах СНГ.

В Свердловской области установка противодавленческой турбины типа ОР–1,5–3 (выпуск 1955 г.) выполнена в паровой котельной с кот- лами ДЕ–25–14 Сухоложского асбоцементного завода. Аналогичные

работы проведены на ряде предприятий Москвы и др. городов России. Их опыт свидетельствует, что замена процесса дросселирования пара РОУ до необходимых потребителю параметров срабатыванием этого потенциала противодавленческой турбине эффективна, так как позво- лила при небольшом повышении расхода топлива (около 10 %) полу- чать значительное количество электроэнергии на ТЭС и котельных.

Особенно эффективна она для промышленных котельных, превращаю- щихся в мини-ТЭЦ, т. е. в универсальный источник энергии (электро- энергия, пар, горячая вода) со значительным улучшением экономиче- ских показателей и повышением надежности электроснабжения пред- приятия. Срок окупаемости при внедрении вместо традиционной «вра- щающейся РОУ» составляют 0,7–2,5 года.

 

Применение мини-ТЭЦ

Мини-теплоэлектростанции представляют из себя компактный мо- дуль, предназначенный для комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, что позволяет обеспечить полную автономность энергоснабжения при наличии подвода природного газа (табл. 2.7.1).

 

Таблица 2.7.1

Минитеплоэлектростанции

Наименование	Мощность (электр./тепл.), кВт	Расход газа, м3/час	Цена CIF, г. Екате- ринбург, USD
TEDОМ МТ-22	22/43	8,6	18000
TEDОМ МТ-140	140/200	42,5	137000
TEDОМ САТ-190	190/268	59,6	207000
TEDОМ САТ-260	260/364	82,7	247000
TEDОМ САТ-390	390/515	120	373200
TEDОМ САТ-500	500/700	154,7	489000
TEDОМ САТ-750	750/1045	232,1	650000
TEDОМ САТ-1020	1020/1392	309,3	822200

 

В данных установках импортного производства привод электроге- нератора осуществляется двигателем внутреннего сгорания, работаю- щим на природном газе.

Гарантийный срок эксплуатации – 40000 часов. Цены на эти уста- новки в три раза выше, чем контейнерные котельные импортного про- изводства, и почти в четыре раза выше цен контейнерных установок отечественного производства. Поэтому срок окупаемости здесь полно- стью зависит от цен (тарифов) на тепло- и электроэнергию, поставляе-

мую от внешних источников. Учитывая, что КПД этих установок дости- гает 80–85%, цена вырабатываемой энергии минимальна и обычно не превышает 90–100 руб./Гкал. Поэтому в случае высоких тарифов энер- гию (300–400 руб./Гкал) окупаемость таких установок менее 3–4 лет.

Анализ работы переоснащенной отопительной котельной

(рис. 2.7.8) показывает, что в осенне-зимний отопительный период ко- эффициент полезного использования топлива находится в пределах 81–86 %, а в неотопительный период – на уровне 60 %. Это очень высо- кие показатели эффективности использования топлива, так как в миро- вой практике бинарные парогазовые установки с коэффициентом ис- пользования топлива, равном 60 %, пока находятся только в стадии опытного производства.

Рис. 2.7.8. Принципиальная схема оснащения паровых отопительно- производственных котельных электрогенерирующими установками:

1 – паровой котел; 2 – паровая турбина; 3 – редукционная охладительная уста- новка; 4 – конденсатор; 5 – сетевой теплообменник; 6 – пар на технологические ну-

жды; 7 – сетевая вода; 8 – техническая вода; 9 – подогретая техническая вода.

 

Реконструкция муниципальных и промышленных котельных в ГТУ ТЭЦ решает 4 основные задачи энергосбережения:

• котельные, дающие населению до 62 % тепловой энергии, пре- вращаются из потребителей электроэнергии в поставщиков дешевой электроэнергии, как в пиковом, так и в базовом режимах;

• существенно снижаются удельные расходы топлива, как на про- изводство электроэнергии, так и на производство тепла;

• снижается себестоимость тепловой энергии, что очень важно, так как дотации можно превратить в инвестиции;

• уменьшаются потери в сетях, так как в многотысячных отдален- ных микрорайонах РФ появляются местные источники электроэнергии.

Кроме энергосбережения, при использовании газотурбинных тех- нологий улучшается экология, так как существенно снижаются выбросы в атмосферу загрязняющих веществ NO, СО и СО ₂ за счет того, что сэ- кономленное топливо не сжигается в топках существующих котлов.

 

Контрольные вопросы

1. На чём основана раздельная выработка тепла и электроэнергии?

2. Изобразите в hs – диаграмме идеальный и действительный цикл паросиловой установки.

3. Чем характеризуется степень совершенства действительного процесса в сравнении с идеальным?

4. Поясните понятие располагаемого теплоперепада.

5. Каким образом осуществляется комбинированная выработка электрической и тепловой энергии?

6. Что собой представляет коэффициент использования тепла топ- лива?

7. Что является основной задачей при разработке конструкций хвостовых поверхностей нагрева котла?

8. Назовите и охарактеризуйте основные типы экономайзеров.

9. Что понимают под сгонной линией?

10. Укажите различия между питательным и теплофикационным экономайзером.

11. Перечислите основные виды воздухоподогревателей и охарак- теризуйте каждый из них.

12. Как количество конденсата влияет на удельный расход топли-

ва?

13. Что необходимо обеспечить для составления пароконденсатно-

го баланса?

14. В чем заключается экономическая эффективность использова- ния теплоты парового конденсата?

15. Назовите основные отличительные особенности углеаэрозоль- ного топлива.

16. Как газовая турбина влияет на работу паротурбинной станции?

17. Перечислите и охарактеризуйте основные аккумуляторы тепла.

18. Что используется в качестве критерия для оценки влияния ДГА на тепловую экономичность ТЭС?

19. От чего зависит изменение мощности ТЭС после включения ДГА?

20. Как осуществляться процесс подогрева газа перед детандером?

21. Каким образом может обеспечиваться требуемая тепловая мощность технологической установки?

22. Охарактеризуйте паросиловые установки типа ПРОМ?

23. Что происходит при дросселировании потока сжатого газа на регулирующих устройствах?

3. ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПОТРЕБЛЕНИИ ЭНЕРГИИ