Россия - самая северная из промышленно развитых стран. При общей площади 17 млн км2, зона Севера занимает более 10 млн км2 и здесь проживает около 7% населения России. Январская изотерма - 8 °С проходит практически по западной границе России, а вся Сибирь целиком лежит севернее январской изотермы -16 °С. Особо низкие температуры в течении длительного периода наблюдаются в Восточной Сибири и на севере Дальнего Востока, где продолжительность отопительного периода на континентальных территориях составляет 270-290 суток в году при среднесуточной температуре воздуха от -15 °С до -25 °С.
Для успешного экономического освоения Российского Севера необходимо разрабатывать специальные энергетические технологии, повышающие эффективность использования органического топлива, так и безопасность жизнедеятельности в экстремальных условиях низких температур. В других промышленно развитых странах мира климат значительно мягче и отсутствует экономическая необходимость в масштабных разработках энергетических технологий для северных экстремальных условий.
Доля выработки электроэнергии по конденсационному циклу на российских ТЭЦ весьма существенна и в 2000 г. составила 43 % [1]. Выработка электроэнергии конденсационным потоком пара на турбинах ТЭЦ не может конкурировать по топливной экономичности с электроэнергией крупных конденсационных электростанций В новых экономических условиях, для снижения конденсационной выработки, предлагается эксплуатация турбин ТЭЦ по тепловому графику в зимнее время и их останов на лето. Однако при работе ТЭЦ в отопительный период по электрическому графику доля конденсационной выработки электроэнергии может быть весьма значительной, особенно в изолированных энергосистемах. Эффективность конденсационной выработки электроэнергии в отопительный период на ТЭЦ Российского Севера может быть повышена за счёт использования низкокипящих рабочих тел (НРТ) и воздушного охлаждение окружающим воздухом.
Рис. 1. Тепловая схема турбоустановки на НРТ:
1 - вода тепловой сети; 2 - НРТ ; Т - турбина;
ЭГ - электрогенератор; Р - регенератор; ВК - воздушный конденсатор; КН - конденсатный насос; ПГ - парогенератор;
И - испаритель; Эк - экономайзер
Возможный вариант бинарной энергоустановки с НРТ рассмотрен на примере модернизации Нерюнгринской ГРЭС, в составе которой имеются две теплофикационной турбины Т-180-130. Комбинированная энергетическая установка состоит из теплофикационной турбины Т-180-130, к теплофикационной установке которой параллельно подключены тепловые потребители и турбоустановка на НРТ - водоаммиачном рабочем теле (ВАРТ). В качестве греющей среды парогенератора турбоустановки на ВАРТ (рис. 1) используется вода из тепловой сети, а конденсация ВАРТ производится в воздушном конденсаторе. Турбоустановки на ВАРТ может располагаться вне территории ТЭЦ и быть связанной с ней теплотрассой. Вдоль теплотрасс тепловой сети может располагаться несколько подобных установок. Таким образом, после модернизации получается бинарная теплофикационная паротурбинная установка, в верхнем цикле которой используется водяной пар, а в нижнем - ВАРТ. При этом существующий конденсатор водяного пара турбины в зимнее время может быть отключен.
Свойства смесовых НРТ значительно изменяются, в зависимости от состава. Это позволяет подобрать для конкретных условий наиболее подходящее рабочее тело. Свойство ВАРТ замерзать при температуре -70 °С при концентрациях воды 0,7-1, а также широкая изученность и дешевизна аммиака (как основного компонента рабочего тела) позволяет размещать такие бинарные энергоустановки с ВАРТ на территории с суровыми климатическими условиями.
Расчеты комбинированной установки были проведены для номинального теплофикационного режима работы турбины Т-180-130 [2, с. 294]: электрическая мощность 180 МВт, номинальная тепловой мощности 302 МВт, температуры прямой и обратной воды 95 и 51 °С, соответственно. Концентрация воды в растворе ВАРТ изменялась в диапазоне от 0 до 10 %. Температура конденсации ВАРТ принята -10,5 °С, что соответствует для г. Нерюнгри среднесуточной температуре отопительного периода -16,5 °С. Рассмотрены два варианта компоновки водоаммиачной части цикла - с регенератором и с его отключением. Наличие регенеративного теплообменника при концентрациях воды в растворе менее 1,5 % не дает увеличения КПД бинарной паротурбинной установки (рис. 2).
Рис. 2. Зависимости КПД установки, давления пара
перед турбиной и давления конденсации от массовой
концентрации воды в ВАРТ:
ηо - КПД установки без регенератора; ηр - КПД установки
с регенератором; Рк - давление конденсации;
Рт - давление пара перед турбиной
Максимально возможный суммарный КПД турбоустановки (48,9 %) получен при работе на чистом аммиаке, при давлении перед турбиной 5,2 МПа. Увеличение концентрации воды ведет к снижению давления перед турбиной и уменьшению КПД. Однако концентрация воды в 0,8 % позволяет существенно снизить давление перед турбиной (до 3 МПа), что дает возможность использовать в данной установке уже отработанные ступени влажнопаровых турбин, а не создавать новые. При этом полученный КПД составит 47,1 %.
На сегодняшний день в России наиболее эффективной является конденсационная турбина К-800-240 (КПД турбоустановки 47,1 %). Турбина Т-180-130 в конденсационном режиме имеет КПД турбоустановки 42,7 %. Превращение турбоустановки Т-180-130 в бинарную ПТУ позволяет получить увеличение КПД конденсационной выработки в отопительный период до уровня сравнимого с КПД турбины К-800-240.
Одним из главных недостатков установки при работе на водоаммиачном рабочем теле является ее опасность для человека при аварийной ситуации. Подключение к тепловой сети позволит расположить турбоустановку на ВАРТ за пределами территории ТЭЦ. В случае возникновения аварии - все водоаммиачное рабочее тело можно сбрасывать в водяные баки, т.к. аммиак полностью растворяется в воде.
Список литературы
- Ольховский Г.Г. Совершенствование технологий комбинированной выработки электроэнергии и тепла на ТЭЦ России // Доклад на международном Конгрессе, посвященном 100-летию централизованного теплоснабжения и теплофикации. - М., 9-10 октября 2003 г.
- Тепловые и атомные электрические станции: справочник / под общ. ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина. - 2-е изд., перераб. - М.: Энергоатомиздат,1989. - 608 с.