Содержание к диссертации
Введение
Глава. Анализ технических решений, способствующих повышению эффективности работы ТЭС и АЭС 13
1.1Схемные решения по применению паротурбинных установок для производства тепловой и электрической энергии на ТЭС и АЭС 13
1.2 Типы применяемых теплонасосных установок 21
1.3 Существующие решения по использованию ПКТН для повышения эффективности работы электростанций 25
1.4 Схемные решения по установки АБТН в технологических циклах электростанций 31
1.5 Зарубежный опыт использования тепловых насосов 37
1.6 Выводы по главе и постановка задач диссертационного исследования 39
Глава. Разработка новых схемных решений по применению абсорбционного теплового насоса для энергоблоков ТЭС и АЭС 43
2.1 Теоретическое обоснование применения тепловых насосов в схемах паротурбинных установок ТЭС и АЭС 43
2.2 Исследование целесообразности применения парокомпрессионного теплового насоса в схемах ТЭС 46
2.3 Новые схемные решения применения теплового насоса в технологических циклах ТЭС и АЭС 52
2.3.1 Тепловая схема ТЭС на основе использования АБТН 53
2.3.2 Тепловая схема АЭС на основе использования АБТН 62
2.4 Выводы по главе 68
Глава. Исследования режимов работы энергоблоков ТЭС и АЭС с абсорбционным тепловым насосом 70
3.1 Описание математической модели режимов работы ТЭС с АБТН 72
3.2 Исследование переменных режимов работы ТЭС с АБТН
3.3 Влияние режимов работы испарительного контура АБТН на тепловую экономичность ТЭС 91
3.4 Тепловая экономичность работы ТЭС с АБТН при обеспечении тепловой мощности двух ПНД 94
3.5 Тепловая экономичность работы АЭС с АБТН 96
3.6 Оценка погрешности определения расчетных величин при выполнении математического моделирования режимов работы ТЭС и АЭС 99
3.7 Выводы по главе 104
Глава. Рекомендации по практической реализации применения АБТН в технологических циклах ТЭС и АЭС и их экономическое обоснование 106
4.1 Способ интеграции теплонасосного оборудования в технологический цикл ТЭС 106
4.2 Практическая реализация вторичного промперегрева пара в турбоустановках АЭС 109
4.3 Технико-экономическое обоснование применения АБТН в технологических циклах ТЭС и АЭС 114
4.3.1 Экономическая эффективность применения АБТН в технологическом цикле ТЭС 116
4.3.2 Экономическая эффективность применения АБТН в технологическом цикле АЭС 121
4.4 Выводы по главе 124
Заключение 126
Список сокращений и условных обозначений 129
Список литературы 131
- Типы применяемых теплонасосных установок
- Новые схемные решения применения теплового насоса в технологических циклах ТЭС и АЭС
- Исследование переменных режимов работы ТЭС с АБТН
- Практическая реализация вторичного промперегрева пара в турбоустановках АЭС
Типы применяемых теплонасосных установок
Однако, имея значительные преимущества по сравнению с энергоблоками тепловых электростанций, АЭС все же уступает им в вопросах экологии, связанных с тепловым загрязнением окружающей среды. Например, при одинаковой мощности станций величина теплового загрязнения АЭС примерно в 2 раза превышает аналогичный показатель на ТЭС, и составляет около 1,6 ГВт [1; 5, с. 152]. Особенность технологического цикла АЭС такова, что высокая мощность турбоустановок работающих в конденсационном режиме сопровождается большими расходами пара в цилиндры низкого давления (ЦНД), влияющими на потери теп 19 ловой энергии в конденсаторе главной паровой турбины. Повышенные невосполнимые теплопотери в холодном источнике сильно снижают экономичность работы таких энергоблоков, поэтому КПД современных атомных электростанций, как правило, не превышает 3032% [1, с. 174; 9, с. 360; 10, с. 217].
Типичным недостатком технологического цикла АЭС является работа последних ступеней турбоустановки в зоне влажного пара. В процессе расширения пара в проточной части турбины влажность в последних ступенях значительно возрастает, что оказывает негативное влияние на внутренний относительный КПД турбины и способствует эрозионному износу лопаток. В связи с этим на энергоблоках АЭС, как правило, применяется сепарация пара, отработавшего в цилиндре высокого давления (ЦВД), с последующим перегревом в специальных теплообменниках. Данный способ позволяет значительно повысить параметры пара на входе в ЦНД, однако последние ступени турбоустановки, несмотря на внутреннюю сепарацию, продолжают работать в зоне пара, влажность которого составляет порядка 1016%. Высокая концентрация влаги в паровом потоке влияет не только на снижение надежности работы паровой турбины, но и на ее экономичность [9, с. 220; 11, с. 35].
Тепловые электроцентрали (ТЭЦ) обеспечивающие комбинированный отпуск электроэнергии и тепла характеризуются высокими показателями тепловой экономичности, что обуславливается наиболее эффективным и рациональным использованием тепловой энергии парового цикла. КПД современных ТЭЦ в отопительный период года достигает 5560% [1, с. 26; 8, с. 11].
Технологические циклы ТЭЦ, например, с турбоустановками типа ПТ (рисунок 1.5) при комбинированном производстве электроэнергии и тепла обладают высокими показателями по экономичности в случае максимальной загрузки регулируемых отборов, так как в конденсатор поступает незначительное количество пара, что повышает термический КПД за счет малых тепловых потерь в холодном источнике. Аналогично работают турбоустановки типа Т, отличительной особенностью которых является отсутствие промышленного отбора [1, с. 164; 6, с. 15; 8, с. 30]. Рисунок 1.5 - Принципиальная тепловая схема энергоблока ТЭЦ с турбоустанов-кой ПТ-60/75-130 ЛМЗ: 1 - паровой котел; 2 - расширитель непрерывной продувки; 3 - паровая турбина; 4 - конденсатор; 5 - турбогенератор; 6 - установка отпуска пара промышленному потребителю; 7 - сетевая установка; 8 – конден-сатный насос; 9 - группа ПНД; 10 - дренажный насос; 11 - питательный насос;
Принципиальная тепловая схема энергоблока ТЭЦ с турбоустанов-кой Р-100-130/15 УТМЗ: 1 - паровой котел; 2 - паровая турбина; 3 – турбогенератор; 4 - деаэратор обратного конденсата; 5 - установка по отпуску пара промышленному потребителю; 6 - деаэратор питательной воды; 7 - питательный насос; 8- группа ПВД. ТЭЦ с противодавленческими турбоустановками, например, типа Р (рисунок 1.6) характеризуются необходимостью работы по тепловому графику нагрузки, так как расход пара через турбоустановку и ее мощность определяются тепловой нагрузкой промышленного потребителя. Работа такой установки на выхлоп недопустима, из-за резкого снижения экономичности и увеличения потерь рабочей среды. Недостаток электрической мощности восполняется параллельно работающей конденсационной турбоустановкой, имеющейся на ТЭЦ, или в энергосистеме, что усложняет структуру энергосистемы и ее эксплуатацию, поэтому в настоящее время такие установки практически не используются [1, с. 26; 6, с. 9; 8, с. 29].
Принцип действия парокомпрессионного теплового насоса (ПКТН) основан на способности рабочего тела - хладагента, переносить тепловую энергию. При этом основным элементом преумножения тепловой энергии рабочего тела является компрессор. Подвод низкопотенциальной теплоты осуществляется в испарителе теплового насоса, за счет вскипания хладагента при вакууме. При вскипании пары рабочего тела отбирают теплоту от источника энергии и поступают в компрессор, где происходит процесс сжатия и повышения их термодинамических параметров. В конденсаторе пары рабочего тела конденсируются, отдавая свою тепловую энергию потребителю [13, с. 17; 16, с. 149]. Несмотря на затраты дополнительной электрической энергии необходимой для работы компрессора тепловой насос способен отпустить тепловой энергии в 2,55,5 раз больше, что является его неоспоримым достоинством [14, с. 5; 17, с. 329; 18, с. 316].
Новые схемные решения применения теплового насоса в технологических циклах ТЭС и АЭС
Пример расчета тепловой схемы энергоблока ТЭС мощностью 300 МВт приведен в приложении А.
Расчеты были выполнены для ряда схемных решений (рисунок 2.3), в которых рассматривалась возможность расположения ПКТН в технологическом цикле ТЭС при подключении конденсационного контура теплового насоса к регенеративному циклу и сетевой установке. Особенностью предлагаемых схем, отличающей их от аналогов, является подключение конденсационного контура ПКТН непосредственно к регенеративным подогревателям низкого давления, в следующей последовательности: - подключение к конденсационному контуру теплового насоса ПНД №9 и НСП сетевой установки (рисунок 2.3а); - подключение к конденсационному контуру теплового насоса ПНД №8,9 и НСП сетевой установки (рисунок 2.3б); - подключения к конденсационному контуру теплового насоса ПНД №7,8,9 и НСП сетевой установки (рисунок 2.3в).
По результатам расчета схемных решений были получены показатели тепловой экономичности электростанции, представленные в таблице 2.1, и энергетические характеристики работы ПКТН (таблица 2.2).
Показатели тепловой экономичности энергоблока ТЭС с парокомпрессионным тепловым насосом Для проведения сравнительного анализа полученных энергетических характеристик рассматриваемых тепловых схем были построены гистограммы основных показателей тепловой экономичности энергоблока ТЭС (рисунок 2.4): - изменения электрической мощности энергоблока (рисунок 2.4а); - изменения КПД энергоблока (рисунок 2.4б); - изменения КПД турбоустановки (рисунок 2.4в).
По результатам проведенного сравнительного анализа установлено, что применение ПКТН в технологическом цикле ТЭС может способствовать увеличению установленной мощности электростанции на 3344,72 7706,19 кВт, а ее КПД на 0,5 1,1 %.
Однако, учитывая затраты энергии на собственные нужды энергоблока при работе компрессора теплового насоса, которые значительно превышают показатели стандартной тепловой схемы на 6024,02 11683,39 кВт, фактические значения установленной мощности и КПД электростанции будут на 0,751,4 % ниже относительно традиционной компоновки.
Таким образом, применение ПКТН позволит обеспечить экономичность работы только турбоустановки, за счет повышения ее электрического КПД, но не позволяет увеличить экономичность электростанции в целом из-за повышенных расходов энергии на собственные нужды (рисунок 2.4а). Учитывая изложенное применение ПКТН можно считать не целесообразным, как для тепловых, так и для атомных станций.
Результаты численных исследований целесообразности применения ПКТН в технологических циклах ТЭС [59-62], рассмотренные в п. 2.2 диссертации, позволили обстоятельно оценить все положительные и отрицательные аспекты, влияющие на тепловую экономичность электростанции. Поэтому для разработки новых схемных решений направленных на повышению эффективности работы тепловых схем ТЭС и АЭС был принят тепловой насос абсорбционного типа.
Например, технологический цикл ТЭС с турбоустановкой К-300-240-2 ХТГЗ характеризуется тем, что, как правило, первые два регенеративных подогревателя низкого давления и нижний сетевой подогреватель отопительной установки (в отопительный период) работают в диапазоне температур 6090 С. Промышленный АБТН способен обеспечивать температурный режим высокопотенциальной рабочей среды в диапазоне 7090 С (приложение Б). Кроме температурного режима было уделено внимание тепловой мощности АБТН необходимой для обеспечения работоспособности подключаемого к нему энергетического оборудования, так как именно от нее зависит экономичность работы самой тепло-насосной установки и энергоблока в целом.
При поиске наиболее оптимального решения по подключению регенеративных и сетевых подогревателей тепловой схемы ТЭС к высокопотенциальному контуру абсорбционного теплового насоса, был выполнен предварительный расчет следующих схемных вариантов:
Исследование переменных режимов работы ТЭС с АБТН
При переменных режимах работе электростанции в зимний период, когда среднее значение температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор паровой турбины не превышает 5 оС (рисунок 3.6а), КПД ТЭС с АБТН по сравнению с типовой тепловой схемой повышается на 0,30,4%, что объясняется снижением расходов теплоты на турбоустановку и энергоблоки электростанции в целом. Расход пара на турбину в данный период составляет порядка 162243 кг/с. Для мощности электростанции 210 МВт - расход пара составляет 162 кг/с; для 240 МВт - 189 кг/с; для 270 МВт - 216 кг/с; для 300 МВт - 243 кг/с.
В переходные периоды весны, когда среднее значение температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор паровой турбины не превышает 12 оС (рисунок 3.6б), КПД ТЭС с АБТН повышается на 0,20,3%. Расход пара на турбоустановку при этом находится в пределах 165247 кг/с. При мощности электростанции 210 МВт - расход пара составляет 165 кг/с; для 240 МВт -192 кг/с; для 270 МВт - 220 кг/с; для 300 МВт - 247 кг/с.
При переменных режимах работе электростанции в летний период, когда среднее значение температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор паровой турбины составляет порядка 27 оС (рисунок 3.6в), КПД ТЭС с АБТН по сравнению со стандартной тепловой схемой повышается на 0,1%.
Расход пара на турбину в данный период составляет порядка 170254 кг/с. При этом для мощности энергоблока 210 МВт расход пара составляет порядка 170 кг/с, для 240 МВт - 198 кг/с, для 270 МВт - 227 кг/с, для 300 МВт - 254 кг/с.
Для переходных периодов осени, когда среднее значение температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор паровой турбины находится в пределах 20 оС (рисунок 3.6г), КПД ТЭС с АБТН повышается на 0,10,2%. Расход пара на турбоустановку при этом находится в пределах 167251 кг/с. Для мощности электростанции 210 МВт - расход пара составляет 167 кг/с; для 240 МВт - 195 кг/с; для 270 МВт - 223 кг/с; для 300 МВт - 251 кг/с.
Прирост мощности для ТЭС с АБТН работающей при переменных режимах с постоянным расходом пара на турбину представлен на рисунке 3.7. величина прироста электрической мощности ТЭС с АБТН определялась следующим образом:
Среднемесячное изменение мощности ТЭС с АБТН при переменных режимах работы: а) изменение мощности при коэффициенте недовыработки 0,7; б) изменение мощности при коэффициенте недовыработки 0,8; в) изменение мощности при коэффициенте недовыработки 0,9; г) изменение мощности при коэффициенте недовыработки 1,0. 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 3.3 [82, с. 327]. Анализ полученных результатов показал, что значительное влияние на график изменения мощности энергоблоков оказывают расход пара на турбоустановку и общий теплоперепад, срабатываемый в турбине.
Наибольшая выработка электрической мощности достигается энергоблоком при работе электростанции с коэффициентом энергетической эффективности 3,45, за счет снижения расходов пара на тепловой насос, что объясняется применением АБТН с двухступенчатой регенерацией бромисто-литиевого раствора и коэффициентом трансформации kтр=2,1.
На основе данных характеристик были впервые получены режимные характеристики работы ТЭС с АБТН, описывающие изменения прироста мощности энергоблоков (рисунок 3.8), расходов пара на турбоустановку (рисунок 3.9) и КПД электростанции (рисунок 3.10) в зависимости от мощности энергоблоков и температуры охлаждающей воды.
Исследование переменных режимов работы АБТН было выполнено на примере энергоблока ТЭС мощностью 300 МВт с турбоустановкой К-300-240-2 ХТГЗ, работающей с коэффициентами недовыработки мощности 0,7, 0,8, 0,9, 1,0. В рамках исследования был рассмотрен испарительный контур теплового насоса, а именно изменение температуры циркуляционной воды, проходящей через испаритель и подаваемой в конденсатор паровой турбины, при коэффициентах трансформации теплового насоса kтр=1,65 и kтр=2,1и их влияние на экономичность работы электростанции в переходные весенние, летние и осенние периоды.
Для тепловой схемы ТЭС с АБТН работающей при коэффициентах энергетической эффективности 3,0 и 3,45 были получены графические характеристики изменения КПД турбоустановки, КПД электростанции и удельного расхода условного топлива при температурном перепаде в испарительном контуре теплового насоса изменяющимся в пределах 16 оС (рисунки 3.11 и 3.12).
Анализ полученных результатов показал, что при изменении температурного перепада в испарительном контуре теплового насоса в диапазоне 16 оС, и изменения установленной мощности электростанции 210300 МВт, наблюдается повышение КПД турбоустановки на 0,11,0% и электростанции на 0,10,9%, а также снижение величины удельного расхода условного топлива на 17 г/(кВтч).
Практическая реализация вторичного промперегрева пара в турбоустановках АЭС
Общим итогом выполнения диссертационной работы являются научно-обоснованные технические решения способствующие повышению тепловой экономичности ТЭС и АЭС, за счет применения абсорбционных тепловых насосов в составе регенеративного цикла паротурбинной установки, ступени низкого давления паровой турбины и системе технического водоснабжения энергоблоков.
При решении поставленной задачи автором получены следующие результаты:
На основе проведенного анализа существующих схемных решений ТЭС и АЭС было установлено, что наиболее перспективными, с точки зрения повышения тепловой экономичности работы энергоблоков электростанций, являются тепловые насосы абсорбционного типа, так как они используют только тепловую энергию основного технологического цикла электростанции, и не нуждаются в дополнительных затратах электрической мощности.
Разработаны новые схемные решения для технологических циклов электростанций, которые отличаются от известных применением конденсационного контура АБТН в системе регенерации паротурбинной установки ТЭС, и для обеспечения вторичного промперегрева пара в цилиндрах низкого давления паровой турбины АЭС, что подтверждено двумя патентами на полезную модель, и позволит повысить тепловую экономичность циклов ТЭС на 0,9%, АЭС – на 2,7%.
Разработаны математические модели режимов работы электростанций, отличающиеся от известных применением теплового насоса абсорбционного типа (на примере энергоблоков мощностью 300 МВт и 1000 МВт), позволяющие осуществлять оценку тепловой экономичности ТЭС при переменных режимах работы, а также учитывать вторичный промперегрев пара в цилиндрах низкого давления турбоустановок АЭС при выполнении оценочных расчетов.
Впервые в методику расчета тепловых схем ТЭС с АБТН введен коэффициент энергетической эффективности, позволяющий учитывать влияние коэффициента трансформации теплового насоса на тепловую экономичность электростанции, что способствует осуществлению оценки энергетических процессов протекающих с учетом работы высокопотенциального контура теплового насоса.
По результатам численных исследований переменных режимов работы ТЭС с АБТН установлено, что КПД электростанции, по сравнению с типовой компоновкой, повышается на 0,10,9%, при этом прирост единичной электрической мощности энергоблока составляет от 105 до 2400 кВт. Наиболее экономичным является вариант с применением абсорбционного теплового насоса с двухступенчатой регенерацией рабочего тела и коэффициентом трансформации kтр = 2,1. При максимальном перепаде температуры рабочего тела в испарительном контуре теплового насоса равным 6 оС, КПД турбоустановки повышается на 1,0%, КПД электростанции на 0,9%, а удельный расход условного топлива сокращается на 7 г/(кВтч).
По результатам численных исследований сезонных режимов работы АЭС с АБТН при номинальной мощности установлено, что КПД электростанции, по сравнению с типовой компоновкой, повысился на 1,32,7%, прирост единичной электрической мощности при этом составил от 7700 до 8300 кВт.
Впервые получены режимные характеристики работы ТЭС с АБТН, описывающие изменения прироста мощности энергоблоков, расходов пара на турбоустановку и КПД электростанции в зависимости от мощности энергоблоков и температуры охлаждающей воды, позволяющие выбирать наиболее оптимальные эксплуатационные условия при переменных режимах работы электростанции.
Предложены рекомендации по практической реализации применения АБТН в технологических циклах ТЭС и АЭС, отличающиеся простотой подключения теплонасосного оборудования и минимальным вмешательством в существующий цикл электростанций, а также выполнена оценка экономической целесообразности инвестиционных проектов по установке тепловых насосов в существующие циклы электростанций, которая показала, что дисконтированный срок окупаемости проектов не превышает нормативной величины установленной для объектов энергетики, и составляет для ТЭС – 4 года, для АЭС – 9 лет.
