Оценка показателей работы теплофикационной ПТУ при изменении внутреннего относительного КПД отсеков паровой противодавленческой турбины

Энергетическая и экономическая эффективность работы тепловых электростанций во многом определяется эффективностью работы теплоэнергетических установок (ТЭУ), входящих в их состав. Поэтому как на этапе проектирования ТЭУ, так и на этапе их эксплуатации необходимо принимать взвешенные, оптимальные решения. Важен правильный выбор технологической схемы, основного и вспомогательного оборудования, их конструктивных характеристик, оптимального распределения тепловых и электрических нагрузок между основным оборудованием, использование технологий повышения энергетической и экономической эффективности работы ТЭУ [1, 2]. Необходимо учитывать влияние изменения показателей критически важных технологических процессов, например, внутреннего относительного КПД отсеков турбины как одной из основных величин, характеризующих уровень эффективности работы турбины [3, 4], и конструкционных материалов (прочностных характеристик металла оборудования, работающего при наиболее высоких темпера- турах, давлениях и т. д.) на характеристики оборудования. Для решения задач, связанных с оценкой эффективности выбора технологической схемы ТЭУ, определением оптимальных конструктивных характеристик ее оборудования, оптимального распределения тепловых и электрических нагрузок между основным оборудованием, учета влияния изменения критически важных показателей технологических процессов и конструкционных материалов, может быть использовано математическое моделирование и оптимизация. В Институте систем энергетики им. Л.А. Мелентьева (ИСЭМ) СО РАН разработан программно-вычислительной комплекс «Система машинного построения программ» (СМПП, TeplSh) [5, 6]. За долгий период эксплуатации программного комплекса накоплен большой опыт по математическому моделированию и оптимизации ТЭУ различных типов [7]. Целью данной работы является решение с помощью методов математического моделирования и оптимизации ТЭУ задачи оценки влияния внутреннего относительного КПД отсеков паровой турбины с противодавлением на показатели перспективной теплофикационной ПТУ, предложенной ранее в работе [8].

Обзор исследований авторов

В работах А.М. Клера и др. [6, 7] приведено описание методов математического моделирования и оптимизации режимов работы ТЭУ различных типов, тепловых электрических станций (ТЭС), в том числе теплоэлектроцентралей (ТЭЦ). Авторами используются математические модели отдельных элементов оборудования, которые подробно описывают протекающие в них процессы. Модели основаны на физических законах и существующих методах расчета элементов ТЭУ (энергетические и материальные балансы энергоносителей, процессы расширения и сжатия рабочих тел, нормативный метод теплового расчета котлоагрегата и др.). Такой подход позволяет получать подробные математические модели сложных ТЭУ, учитывать различные особенности в их работе, а также формировать и решать оптимизационные задачи. Следует отметить, что данный подход используется авторами при исследованиях, описанных в представленной работе.

В упомянутой выше работе [8] А.М. Клером, Е.Л. Степановой и др. была представлена перспективная теплофикационная ПТУ с противодавлен-ческой турбиной. В работе проводились исследования экономической и энергетической эффективности предполагаемой эксплуатации ПТУ в регионах с разными климатическими условиями при различной цене топлива. Данные исследования решено было продолжить в представленной работе на предмет оценки влияния внутреннего относительного КПД отсеков паровой турбины.

П.А. Щинников [9], A.M. Shaheen и др. [10], а также M. Basu [11] исследовали вопросы оптимального распределения и планирования отпуска электрической и тепловой энергии когенерационных ТЭУ с учетом эксплуатационных ограничений исследуемого энергооборудования. Авторами применялись различные методы оптимизации когенерационных ТЭУ. В частности, в работе [9] рассматривается метод, в основе которого лежит дифференциально-эксергетический подход. В работе S. Yadegari и др. [12] решается задача смешанного целочисленного линейного программирования для когенерационной ТЭУ, использующей в качестве топлива природный газ.

И.З. Аронов и др. [13] описали проведение испытаний контактных экономайзеров на Первоуральской ТЭЦ. Анализ результатов показал эффективность применения такой технологии. Такие исследования позволили получить статистические данные и рекомендации по правильному осуществлению теплообмена в подобных контактных теплообменниках. В работе Е.Г. Шадека и др. [14] предложено решение проблемы экономии топлива и повышения энергетической эффективности кот- лоагрегата путем разработки технологий глубокой утилизации теплоты дымовых газов. Рассматривается технологическая схема ПТУ, позволяющая с минимальными затратами осуществлять глубокую утилизацию тепла продуктов сгорания благодаря наличию охладителя – конденсата из конденсатора ПТУ. Опыт перечисленных исследований был учтен авторами настоящей статьи при разработке технологической схемы и выборе элементов оборудования.

Актуальность темы исследования

В настоящее время реформирование систем электро- и теплоснабжения [15] оказывает влияние на развитие теплофикации за счет эксплуатации теплофикационных установок средней мощности на природном газе во многом из-за введения странами контроля за выбросами парниковых газов. Существует много автономных потребителей электрической и тепловой энергии, у которых потребление тепла значительно превышает потребление электрической энергии и потенциальновозможное производство электрической энергии на тепловом потреблении значительно выше требуемого потребления электрической энергии. При таких условиях менее эффективным может оказаться применение в качестве источников энергии парогазовых установок (ПГУ) и газотурбинных установок (ГТУ), которые в основном имеют большую выработку электрической энергии на тепловом потреблении, превышающую потребности потребителей, если не применены технологии, позволяющие увеличивать выработку тепловой энергии без увеличения выработки электрической энергии, например установка камеры дожигания топлива, встроенной после газовой турбины перед котлом-утилизатором по ходу газа [16]. Более подходящими в данном случае могут оказаться паротурбинные установки (ПТУ) для комбинированного производства электрической и тепловой энергии с противодавленческими паровыми турбинами [17] и технологией утилизации теплоты дымовых газов после котлоагрегатов. Внедрение таких установок увеличивает возможные объемы комбинированного производства тепла и электроэнергии [18, 19], повышает эффективность использования органического топлива и сокращает тепловые потери с уходящими газами [20], а также выбросы оксидов азота в атмосферу за счет их растворения в конденсирующихся водяных парах [21, 22].

Научная новизна

В работе предложен методический подход, в основе которого лежат два основных пункта, именно они в комплексе и обеспечивают научную новизну настоящей работе. Первый – это применение конструкторско-поверочной модели расчета режимов работы теплофикационной ПТУ. При построении общей конструкторско-поверочной модели разрабатывались подробные математические модели всех элементов оборудования установки, в то время как в похожих исследованиях других авторов зачастую используются упрощенные линейные модели, основанные, как правило, на энергетических балансах. Второй – это проведение схемно-параметрической оптимизации теплофикационной ПТУ, которая позволила определить оптимальные конструктивные характеристики элементов оборудования ПТУ, оптимальные расходы температуры и давления теплоносителей (газа, воды, пара), а также оценить целесообразность затрат для повышения внутреннего относительного КПД отсеков паровой турбины как при рассмотрении вариантов проектирования, так и в процессе эксплуатации ТЭУ.

Постановка задачи и методы исследования

Схема исследуемой теплофикационной ПТУ приведена на рис. 1. ПТУ имеет в качестве основного оборудования паровую турбину с противодавлением, паровой котел (топливо – природный газ) и контактный теплообменник, утилизирующий тепло дымовых газов. Целесообразность выбора турбины с противодавлением обоснована ее более простой конструкцией и меньшей стоимостью по сравнению с паровыми турбинами других типов при одном и том же значении установленной электрической мощности, а также отсутствием потерь тепла в конденсаторе [23]. За счет утилизации тепла дымовых газов теплофикационная ПТУ будет иметь меньшие потери тепла с уходящими газами, что позволяет увеличить КПД котлоагрегата. Эксплуатация теплофикационной ПТУ, использующей в качестве топлива природный газ, обладает некоторыми преимуществами по сравнению с теплофикационными ПГУ и ГТУ. Как известно, паровая турбина имеет более высокую надежность и больший срок службы, чем газовая турбина, а изготовление основного генерирующего оборудования ПТУ, такого как паровой котел и паровая турбина, потребует менее дефицитных материалов, чем изготовление газовой турбины.

Разработанная конструкторско-поверочная математическая модель теплофикационной ПТУ включает математическую модель конструкторского и четыре математические модели поверочного расчетов. Конструкторский расчет выполняется для режима максимальных нагрузок (номинальный режим), результатом которого является определение конструктивных характеристик установки. Поверочные расчеты проводятся для четырех характерных режимов (число режимов может быть больше, если необходимо более детально

Рис. 1. Принципиальная технологическая схема теплофикационной ПТУ: 1 – топочная камера; 2 – барабан-сепаратор; 3, 4 – 1-я и 2-я ступени пароперегревателя; 5 – экономайзер; 6 – воздухоподогреватель; 7 – контактный теплообменник; 8 – редукционно-охладительная установка; 9–14 – отсеки противодавленческой паровой турбины; 15, 16 – подогреватели высокого давления; 17 – деаэратор; 18, 19 – подогреватели низкого давления; 20 – подогреватель подпитки основного цикла; 21–23 – 1-й, 2-й и 3-й сетевые бойлеры соответственно; 24 – водоводяной подогреватель; 25 – дутьевой вентилятор; 26 – дымосос; 27–32 – насосы

рассмотреть годовой период эксплуатации), имеющих определенные продолжительности в течение года, температуры наружного воздуха и тепловые нагрузки.

Математические модели конструкторского и поверочного расчета оборудования ПТУ отличаются между собой. Модели конструкторского расчета элементов оборудования базируются на конструкторских расчетах и имеют цель – определить геометрические размеры теплообменников (площадь поверхности нагрева, диаметры и шаги труб) и номинальных расходов воды и водяного пара, входных и выходных давлений газа в отсеках паровой турбины. Поверочные математические модели основаны на поверочных расчетах элементов оборудования ПТУ и выполняются при заданных конструктивных характеристиках, определяя параметры теплоносителей, таких как газ, водяной пар и вода. Математические модели паровой турбины (конструкторская и поверочная) основываются на моделях отсеков турбины, регенеративных подогревателях высокого и низкого давления и насосов. Математические модели котлоагрегата (конструкторская и поверочная) включают в себя математические модели следующих элементов: экранированной топочной камеры, барабана-сепаратора, пароперегревательных поверхностей нагрева, экономайзера, воздухоподогревателя, дутьевого вентилятора, дымососа и насосов. Применялись математические модели дополнительного оборудования (конструкторская и поверочная): модели сетевых бойлеров, водоводяного подогревателя подпитки тепловой сети, пароводяного подогревателя подпитки основного цикла, редукционно-охладительной установки (РОУ) и деаэратора. Паром от РОУ осуществляется пиковый нагрев сетевой воды. РОУ и пиковый подогреватель при невысоких температурах сетевой воды отключаются. Разработана модель контактного теплообменника для утилизации теплоты дымовых газов котлоагрегата, в котором дымовые газы и распыленная оборотная вода движутся в вертикальном противотоке [14].

Для проведения схемно-параметрических оптимизационных исследований с помощью конструкторско-поверочной математической модели ПТУ необходимо назначить оптимизируемые параметры цикла, конструктивные и режимные оптимизируемые параметры [8, 24]. Цена электроэнергии, отпускаемой ПТУ, принимается в качестве критерия оптимизации при заданных ценах отпускаемого тепла и топлива (природный газ), а также с учетом внутренней нормы возврата капиталовложений, которая определяет уровень экономической эффективности инвестиционного проекта. В состав оптимизируемых параметров ПТУ включается расчетная тепловая нагрузка потребителя (с учетом требуемых потребителю температур прямой и обратной сетевой воды) и задается

диапазон электрической мощности паровой бины в номинальном режиме.	тур-
Математическая запись решаемой оптимиза-
ционной задачи имеет следующий вид:
min     Цэлек р      топ     топ элек Q , xk , Gk , xi , Gi	(1)
при условиях
V k = f ( Х к , G ^, Y к , Qp ) , H k ( Х к , G r, Y к , Qp ) > 0,	(2)
min          max Хк   - Хк - Хк   ; N k = f ( Qp , G kk OП, Х к , Y к ) , N ™n - N t - N max;	(3)
H i ( x^ G i ron, Y i , Vk , Q^> 0, X i mi" - x i - x i max, i = 1, ^ , n ;	(4)
K об = f ( V k , d уд ) , K сум = K об + K ст ;	(5)
Q i = f ( Qp , Y i ) , N i = f ( Q i , G ™n, Х к , x i , Y i ) ;	(6)

n

Qгод = QpTk +Z QT i=1

n

Э год = ЭД + Z э т ,                  (7)

i = 1

n

Gтоп     топ          топ год = Gk Tk +^ Gi Ti;

i = 1

CRF ( G ™, Q го_Д , Э го_Д , Ц^теп, ИИ. к сум , _ц) = crF z ,            (8)

Ц элек

– цена электрической энергии; xk – вектор оптимизируемых параметров, определяющих конструктивные характеристики установки (параметры цикла, конструктивные параметры элементов и режимные параметры в номинальном режиме); xi – вектор оптимизируемых режимных параметров в i-м режиме (индексом i обозначаются параметры, относящиеся к характерным режимам, в которых проводятся поверочные расчеты); Gkтоп , Giтоп – часовой расход топлива в номинальном режиме и в i-м режиме соответственно; Qр – расчетная тепловая нагрузка; Vk – вектор конструктивных характеристик; у к , у i - вектор исходных данных, определяющих внешние условия работы установки в номинальном режиме и в i-м режиме соответственно; Hk , Hi – lk -мерная и li -мерная векторные функции ограничений-неравенств в номинальном режиме и в i-м режиме соответственно; Nk – полная электрическая мощность в номинальном режиме; N min , Nmax – минимальное и максимальное значение электрической мощности в номинальном режиме; Kоб – капиталовложения в оборудование; dуд – вектор удельных стоимостей элементов оборудования; Kсум – суммарные капиталовложения; Kст – капиталовложения, учитывающие непредвиденные затраты и затраты на строительство; Gгтоодп – годовой расход топлива; Qгод – годовая теплопроизводительность установки; Эгод – годовой полезный отпуск электроэнергии; Tk , Ti – продолжительности номинального и i-го режимов соответственно; Qi – отпуск тепловой энергии в i-м режиме; Ni – полная электрическая мощность в i-м режиме; CRF – внутренняя норма возврата капиталовложений; CRFz – заданное значение внутренней нормы возврата капиталовложений; Цтеп – цена тепловой Цтоп

– цена топлива; µ – вектор параметров, определяющих условия кредитования и налогообложения; x min, x max, xmin, xmax – век-kk ii торы минимальных и максимальных значений xk и xi соответственно; n – число режимов, в которых проводятся поверочные расчеты.

В список оптимизируемых параметров конст-рукторского-поверочной математической модели ПТУ были включены: расчетная тепловая нагрузка; расход топлива паровым котлом; внутренние, наружные диаметры и шаги труб теплообменных поверхностей нагрева; высота, ширина, глубина газоходов пароперегревателей и топки; массовые скорости воды и пара; выходные энтальпии пара и воды пароперегревателей и экономайзера; входные расход, давление пара первого подогревателя сетевой воды, давление пара в отборах турбины; расход воды в испарительном контуре барабана-сепаратора; расход греющей воды подогревателя подпитки сетевой воды; входные энтальпия и давление пара, идущего после РОУ в третий подогреватель сетевой воды. Кроме формирования списка оптимизируемых параметров для проведения схемно-параметрической оптимизации режимов работы ПТУ необходимо задавать ограничения. Ограничения накладываются на неотрицательность температурных напоров и расходов теплоносителей энергоустановки, на механические напряжения металла труб теплообменных аппаратов. Таким образом, список оптимизируемых параметров конструкторско-поверочной математической модели теплофикационной ПТУ составил 74 параметра, список ограничений-неравенств – 730 параметров. Для расчета капиталовложений была принята следующая исходная информация [8, 25]. Удельные стоимости для: труб экранной поверхности топки парового котла (сталь 12Х18Н12Т) –

45 тыс. долл./т, пароперегревателей, экономайзера (сталь 15Х1М1Ф) – 30,6 тыс. долл./т, воздухоподогревателя, пароводяных и водоводяного теплообменников (сталь 20) – 21 тыс. долл./т. Удельные стоимости электрогенератора турбины, насосов – 60 долл./кВт, электротехнического оборудования – 0,192 тыс. долл./кВт., а также систем, зависящих от расхода топлива, – 240 тыс. долл./т/ч. Удельные (на единичный расход условного топлива) затраты в топливную систему – 14,4 тыс. долл./т/ч. Внутренняя норма возврата капиталовложений – 0,15; коэффициент учета затрат на строймонтаж – 1,6; коэффициент, учитывающий непредвиденные затраты, – 1,03; коэффициент, учитывающий прочие затраты, – 1,3; коэффициент приведения цен на оборудование – 1,65; коэффициент, учитывающий стоимость неучтенного оборудования, – 1,1.

Практическая значимость

Описанный в настоящей работе методический подход к проведению таких исследований может оказаться полезным как при рассмотрении вариантов проектирования, так и в процессе эксплуатации ПТУ. Данные, полученные в результате выполнения оценки влияния внутреннего относительного КПД отсеков турбины на основные показатели работы установки, позволяют на этапе проектирования и ввода в эксплуатацию оценивать уровень надежности и эффективности работы, а также могут послужить основой для планирования и нормирования ее дальнейшей работы. При эксплуатации помогут выявить узлы и элементы, работающие с пониженной экономичностью, и своевременно наметить меры по устранению дефектов, а также оценить эффективность от внедрения различных мероприятий по увеличению КПД ПТУ.

Результаты практических исследований и их анализ

Создание математической модели теплофикационной ПТУ и проведение схемно-параметрических оптимизационных исследований осуществлялись с помощью программно-вычислительного комплекса (ПВК), созданного сотрудниками отдела Теплосиловых систем ИСЭМ СО РАН [26]. Интерфейс ПВК с изображением интерактивной расчетной схемы ПТУ представлен на рис. 2.

Исследования проводились при следующих климатических условиях: расчетная температура наружного воздуха –25 °С, продолжительность отопительного периода – 4920 ч, неотопительного периода – 3840 ч. Отопительный период был разбит на четыре периода времени при средних за рассматриваемый период температурах наружного воздуха, равных: –25, –20, –10 и +1,5 °С соответственно. Диапазон изменения электрической мощности ПТУ составлял 50–60 МВт. Температурный график тепловой сети был принят равным 150/70 °С, цена топлива – 100 долл./т у.т., цена тепловой энергии – 20 долл./Гкал.

Рис. 2. Интерфейс программно-вычислительного комплекса с изображением интерактивной расчетной схемы теплофикационной ПТУ

Для рассматриваемой теплофикационной ПТУ с использованием выше описанного методического подхода и конструкторско-поверочной математической модели были проведены исследования влияния внутреннего относительного КПД отсеков турбины на основные показатели работы установки, а также на коэффициент использования теплоты топлива (КИТТ) и цену отпускаемой ПТУ электрической энергии. Внутренний относительный КПД отсеков турбины рассматривался в приделах от 0,82–0,9. В табл. 1 приведены основные показатели работы ПТУ, полученные в результате

Таблица 1

Основные показатели ПТУ	Внутренний относительный КПД отсеков турбины
	0,82	0,85	0,87	0,90
Годовая выработка электроэнергии, тыс. МВт ч	350,4	355,2	356,6	368,0
Годовой отпуск электроэнергии, тыс. МВт ч	329,3	334,9	336,1	347,7
Годовой расход топлива, тыс. т у.т. год	173,7	168,3	167,6	167,0
Коэффициент теплофикации	0,567	0,568	0,569	0,569
Суммарные капиталовложения, млн долл.	34,58	34,38	34,37	34,37
Удельные капитальные вложения, долл./кВт	689,0	687,4	687,2	684,5
Коэффициент использования теплоты топлива (КИТТ)	0,931	0,934	0,936	0,939
Цена электроэнергии, цент./кВт	2,89	2,88	2,87	2,86
Расход прямой сетевой воды в отопительный период, т/ч	2300,4	2203,5	2188,8	2179,0
Расход обратной сетевой воды в отопительный период, т/ч	1610,2	1542,6	1532,8	1525,3
Тепловая нагрузка в номинальном режиме, Гкал/ч	188,7	180,8	179,6	178,7
Расход острого пара на турбину в номинальном режиме, т/ч	256,6	245,1	243,3	242,2
Расход острого пара на РОУ в номинальном режиме, т/ч	156,6	149,7	149,0	147,9
Давление острого пара в номинальном режиме, кг/см2	88,7	88,6	88,5	88,5
Температура острого пара в номинальном режиме, °С	525	525	525	525
Расход пара после последней ступени турбины в номинальном режиме, т/ч	167,0	160,9	151,5	151,2
Давление пара после последней ступени турбины в номинальном режиме, кг/см2	1,53	1,50	1,48	1,46
Расход топлива в номинальном режиме, т у.т./ч	37,5	36,9	36,7	36,5

Оптимальные показатели работы теплофикационной ПТУ при различных значениях внутреннего относительного КПД отсеков паровой противодавленческой турбины

схемно-параметрических оптимизационных расчетов при различных значениях внутреннего относительного КПД отсеков турбины, а в табл. 2 показаны некоторые из основных конструктивных характеристик оборудования установки.

На рис. 3 приведены графики, показывающие изменения коэффициента использования теплоты топлива (КИТТ) и цены электрической энергии от изменения внутреннего относительного КПД отсеков паровой противодавленческой турбины.

Результаты серии схемно-параметрических оптимизационных расчетов режимов работы ПТУ позволяют сделать следующие выводы. Известно, что при более высоком внутреннем относительном КПД отсеков паровой турбины потери, связанные с трением рабочего тела о поверхность диска, барабана, лопаточного бандажа, потери от парциаль-ности, от возможных утечек, от влажности, а также потери при отборах рабочего тела и влагоуда-ления значительно меньше, чем при более низком внутреннем относительном КПД отсеков. Это обеспечивает (как видно из табл. 1) рост выработанной электрической энергии ПТУ от 350,4 до 368,0 тыс. МВт ч и отпущенной потребителю электрической энергии от 329,3 до 347,7 тыс. МВт ч. Уменьшается расход острого пара на паровую турбину от 256,6 до 242,2 т/ч. За счет более экономичной работы паровой турбины при значениях внутреннего относительного КПД, равного 0,87 и 0,9, а также оптимально подобранных в процессе схемно-параметрической оптимизации конструктивных характеристик теплообменного оборудования сокращаются расходы прямой и обратной сетевой воды (при соблюдении установленного температурного графика тепловой сети), расход пара на РОУ при номинальном режиме работы ПТУ, а требуемая тепловая нагрузка потребителей обеспечивается в основном за счет отборов пара паровой турбины на сетевые бойлеры. Об этом свидетельствует и коэффициент теплофикации ПТУ, который равен отношению тепла, получаемого за счет пара от турбины к общему отпуску

Таблица 2

Конструктивные характеристики оборудования ПТУ	Внутренний относительный КПД отсеков турбины
	0,82	0,85	0,87	0,90
Топочная камера котлоагрегата: – высота, м	27,0	24,0	22,0	20,0
– ширина, м	11,0	10,0	9,0	9,0
– глубина, м	9,0	9,0	8,0	8,0
– наружный/внутренний диаметр/шаг экранных труб	60/50/80	60/50/80	60/50/80	60/50/80
испарительной поверхности, мм – наружный/внутренний диаметр/шаг экранных труб перегревательной поверхности, мм	60/50/64	60/50/64	60/50/64	60/50/64
Пароперегреватель 1-й ступени котлоагрегата: – наружный/внутренний диаметр труб, мм	32/20	32/20	32/20	32/20
– поперечный/продольный шаг труб, мм	80/60	80/60	80/60	80/60
– площадь теплообменной поверхности, м2	250,0	215,0	200,0	230,0
Пароперегреватель 2-й ступени котлоагрегата: – наружный/внутренний диаметр труб, мм	32/20	32/20	32/20	32/20
– поперечный/продольный шаг труб, мм	80/60	80/60	80/60	80/60
– площадь теплообменной поверхности, м2	780,0	834,0	660,0	630,0
Экономайзер котлоагрегата: – наружный/внутренний диаметр труб, мм	32/26	32/28	32/28	32/28
– поперечный/продольный шаг труб, мм	60/45	60/45	60/45	60/45
– площадь теплообменной поверхности, м2	2199,6	2753,0	2959,0	3157,0
Воздухоподогреватель котлоагрегата: – наружный/внутренний диаметр труб, мм	40/37	40/35	40/35	40/35
– поперечный/продольный шаг труб, мм	60/45	60/45	60/45	60/45
– площадь теплообменной поверхности, м2	4382,0	3903,0	3990,0	3970,0
Площадь теплообменной поверхности подогревателей высокого давления турбоустановки, м2:
– 1-й подогреватель	317,0	305,0	300,0	280,0
– 2-й подогреватель	155,0	152,0	150,0	145,0
Площадь теплообменной поверхности, м2: – 1-го сетевого подогревателя	1463,0	1268,0	1102,0	1102,0
– 2-го сетевого подогревателя	608,0	612,0	628,0	630,0
– 3-го сетевого подогревателя	1158,0	1152,0	1150,0	1097,0
– водоводяного подогревателя подпитки сетевой воды	5580,0	5384,0	5912,0	5994,0

Основные конструктивные характеристики оборудования ПТУ, полученные при внутреннем относительном КПД отсеков турбины, равном 0,87–0,90

Рис. 3. Зависимости коэффициента использования теплоты топлива (КИТТ) и цены электрической энергии, отпускаемой теплофикационной ПТУ от внутреннего относительного КПД отсеков турбины

тепла, и находится для исследуемой установки в диапазоне 0,567–0,569. Третий сетевой бойлер (пиковый) работает только в номинальном режиме, в остальных режимах он отключается. Как видно из табл. 1 и рис. 3, увеличение внутреннего относительного КПД отсеков турбины от 0,82 до 0,9 приводит к росту КИТТ от значения, равного 0,931, до значения 0,939. Эти параметры показывают эффективное потребление теплоты топлива и обусловлены выбором в составе схемы ПТУ турбины с противодавлением, которая не имеет потерь тепла в конденсаторе с охлаждающей водой и парового котла, работающего на природном газе, с возможностью утилизации тепла уходящих газов. Для теплофикационного энергоблока идентичной мощности, но имеющего турбоустановку с конденсатором и не имеющего утилизации тепла уходящих газов, значение КИТТ не превышает 0,8. Кроме того, результаты схемно-параметрических оптимизационных расчетов показывают, что цена электрической энергии, отпускаемой теплофикационной ПТУ, практически линейно (см. рис. 3) зависит от внутреннего относительного КПД отсеков турбины. И при изменении внутреннего относительного КПД отсеков турбины от 0,82 до 0,9 цена электрической энергии уменьшается на 0,03 цент/кВт. С учетом объема отпускаемой электрической энергии экономический эффект от роста КПД от 0,82 до 0,9 может составить до 98,79 тыс. долл./год. Это позволяет оценить рациональные затраты на повышение внутреннего относительного КПД отсеков паровой турбины. Дополнительное количество тепла, полученное за счет утилизации тепла дымовых газов котлоагрегата при нагреве подпитки сетевой воды, находится в диапазоне 38,0–40,0 Гкал/ч, что составляет примерно 20 % от расчетной тепловой нагрузки. Температура уходящих газов за контактным теплообменником в отопительный период работы ПТУ находится в диапазоне от 83 до 86 °С. Это исключает возможность выпадения конденсата в газовом тракте и дымовой трубе, а также влияет на уменьшение тепловых выбросов от установки. В табл. 2 приведены основные конструктивные характеристики оборудования ПТУ. Конструктивные характеристики, полученные при внутреннем относительном КПД отсеков турбины, равном 0,87 и 0,90, не сильно отличаются между собой, в основном происходит перераспределение их значений между поверхностями нагрева теплообменного оборудования ПТУ. В то время как конструктивные характеристики оборудования ПТУ, рассчитанные при значениях внутреннего относительного КПД 0,82 и 0,85, характеризуются в основном большими значениями площадей теплообменных поверхностей нагрева, что в итоге приводит к увеличению удельных капиталовложений в установку.

Заключение

В работе проведены схемно-параметрические оптимизационные исследования перспективной теплофикационной ПТУ, имеющей в своем составе паровую противодавленческую турбину и паровой котел, работающий на природном газе, с возможностью утилизации теплоты дымовых газов. С помощью математической модели теплофикационной ПТУ выполнены исследования влияния относительного КПД отсеков паровой турбины с противодавлением на ее основные показатели режимов работы и конструктивные характеристики теплообменного оборудования установки. Методический подход, примененный в данной работе, позволяет оценить целесообразность затрат для повышения внутреннего относительного КПД отсеков паровой турбины и может быть полезным как при рассмотрении вариантов проектирования, так и в процессе эксплуатации ТЭУ. Результаты оценки влияния внутреннего относительного КПД отсеков турбины на основные показатели режимов работы и конструктивные характеристики установки помогут определить уровень надежности и эффективности ее эксплуатации.

Работа выполнена в рамках проекта государственного задания (№FWEU-2021-0005, рег. № АААА-А21-121012190004-5) программы фундаментальных исследований РФ на 2021–2030 гг.