Маневренность ТЭЦ при использовании аккумулирующей способности транзитных теплосетей

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

Маневренность ТЭЦ при использовании аккумулирующей способности транзитных теплосетей

(из книги Б. В. Яковлева «Повышение эффективности систем теплофикации и теплоснабжения», М., Издательство «Новости теплоснабжения», 2008 г.)

Д.т.н. Б.В. Яковлев, профессор,

заведующий сектором РУП «БелНИПИэнергопром»

Гомельская ТЭЦ-2 расположена в загородной промышленной зоне и обеспечивает тепловой энергией промышленных и коммунально-бытовых потребителей г. Гомеля. На ТЭЦ установлены три теплофикационных энергоблока в составе турбины Т-180/210-130 и котла ТГМЕ-206, а также три водогрейных котла КВГМ-1 80.

В энергосистеме работа ТЭЦ предусматривалась в маневренном режиме с глубокой разгрузкой ночью по электрической мощности при неизмененном отпуске теплоты с сетевой водой потребителям. Вместе с тем, как перспективное направление, были исследованы дополнительные маневренные возможности ТЭЦ за счет использования аккумулирующей способности транзитных (магистральных) теплопроводов. Принципиальная тепловая схема транзитных теплосетей от ТЭЦ до пиковых котельных у потребителей приведена на рис. 1.

Рассматривались различные варианты аккумулирования теплоты: отдельно в подающей и обратной магистралях, а также в обоих трубопроводах. Анализ результатов показал техническую ограниченность использования аккумулирующей способности только подающих или обратных трубопроводов.

Применительно к Гомельской ТЭЦ-2, где при принудительной электрической и тепловой разгрузке блока для сохранения отпуска теплоты потребителям используется штатный верхний сетевой подогреватель турбины (ПСГ-2) с поверхностью теплообмена 5 тыс. м2, питаемый через редукционно-охладительную установку (РОУ) свежим паром и паром после промперегрева котла, для возможности аккумулирования тепло-

ты в транзитных тепловых сетях путем повышения температуры сетевой воды требуется установка специальных пароводяных подогревателей и дополнительных РОУ, подключенных к свежему пару и пару промперегрева. Суммарная теплопроизводительность подогревателей с учетом теплопотребления и аккумулирования теплоты составляет 400 Гкал/ч на один энергоблок.

Режим тепловой зарядки теплосетей выглядит следующим образом.

Во время разгрузки ТЭЦ по электрической мощности в ночной период повышается температура сетевой воды в подающих транзитных трубопроводах выше расчетной по теплопотреблению путем подачи пара непосредственно из котлов через РОУ на указанные дополнительные сетевые подогреватели. Время подъема температуры сетевой воды определяется технически допустимой скоростью ее изменения втеплообменном оборудовании и теплопроводах. По мере продвижения прямой сетевой воды с повышенной температурой к специальным перемычкам между подающим и обратным трубопроводами, часть ее пропускается в обратную магистраль. За счет этого повышается температура обратной сетевой воды.

Характер зависимости температур прямой и обратной сетевой воды для одной усредненной тепломагистрали от ТЭЦ до пиковой котельной за 8 ч зарядки (аккумулирования теплоты) является ступенчатым (рис. 2). Температура сетевой воды для зимнего режима работы ТЭЦ и скорости изменения температуры 30 ОС/ч не превышает 147 ОС в подающей магистрали и 106 ОС в обратной магистрали. Из графика изменения электрической мощности одной турбины ночью и в утренний максимум нагрузки следует, что при многоцикловой зарядке/разрядке теплома-гистралей достигается максимально возможная пиковая мощность турбины Т-180/210-130.

Скорость изменения температуры сетевой воды оказывает влияние на абсолютную величину вырабатываемой пиковой электроэнергии. Возрастание указанной скорости с 30 до 60 ОС/ч приводит к увеличению выработки пиковой электроэнергии примерно на 7%.

По мере повышения температуры наружного воздуха и снижения тепловой нагрузки уменьшается и потенциальная величина пиковой электрической мощности ТЭЦ. При переходе к межотопительному режиму резко уменьшаются расход и скорость движения сетевой воды в транзитных тепломагистралях. В результате снижения тепловой нагрузки пиковая электрическая мощность в летнем режиме составляет только 8-12% от пиковой мощности в зимнем режиме. Снижение скорости движения сетевой воды приводит к замедлению зарядки тепломагистралей. Время одного цикла зарядки (обращения теплоносителя) превышает время ночного снижения электрической нагрузки. Поэтому возможна зарядка только двух более коротких тепломагистралей и использование их аккумулирующей способности для получения пиковой мощности до 6 МВт от трех турбин. Это значит, что привлечение ТЭЦ к регулированию мощности энергосистем в летнем режиме за счет аккумулирования теплоты в транзитных магистралях является нецелесообразным из-за небольшого получаемого при этом прироста мощности турбин при покрытии утреннего максимума электрической нагрузки.

транзитный теплосеть котельная

Вместе с тем объем аккумулированной теплоты позволяет участвовать ТЭЦ в покрытии как утреннего, так и вечернего максимумов электрической нагрузки (рис. 3). Участие ТЭЦ в утреннем максимуме электрической нагрузки прекращается при частично неразряженных тепломагистралях, и ТЭЦ переходит в режим работы, близкий к номинальному, поскольку повышенная температура сетевой воды в обратной магистрали вызовет некоторое временное повышение давления в отборах.

Использование времени ночного спада электрической мощности полупиковой ТЭЦ для аккумулирования теплоты в транзитных тепломагистралях приводит к увеличению на 30% удельного расхода топлива на выработку электроэнергии. Вызвано это тем, что при разрядке теплосети во время прохождения пика электрических нагрузок в турбине увеличивается конденсационный пропуск пара, что приводит к уменьшению выработки электроэнергии на тепловом потреблении, а дополнительная конденсационная мощность вырабатывается с большими удельными расходами топлива, свойственными для турбин типа Т и ПТ, устанавливаемых на ТЭЦ.

В маневренном режиме с аккумулированием теплоты обеспечивается работа котла с постоянной теплопроизводительностью в течение суток, что значительно упрощает эксплуатацию оборудования. Мощность турбоагрегата в часы ночных минимумов нагрузки энергосистемы снижается до минимальной величины, равной 20 МВт, с пропуском 163 т/ч пара в ЦСД и отпуском от турбины 75 Гкал/ч теплоты против 260 Гкал/ч при номинальной мощности турбины 180 МВт.

Возможно также использование аккумулирующей способности транзитных теплосетей в покрытии максимума тепловых нагрузок, что позволит снизить потребную мощность других источников теплоты в системе теплоснабжения или вытеснить дефицитное (резервное) топливо - мазут на рассматриваемой ТЭЦ.

Размещено на Allbest.ru