Термодинамический анализ способов модернизации ТЭС с противодавленческими турбинами в условиях отсутствия промышленного потребителя пара

Обложка

Цитировать

Полный текст

Открытый доступ Открытый доступ
Доступ закрыт Доступ предоставлен
Доступ закрыт Доступ платный или только для подписчиков

Аннотация

Тепловые электрические станции с противодавленческими турбинами широко использовались для комбинированного производства электричества и промышленного пара. В связи со спадом промышленного производства более чем на 50% в период с 1990 по 1998 гг. потребность в промышленном паре снизилась, в результате чего часть противодавленческих турбоустановок лишилась нагрузки и была выведена из эксплуатации. Для возобновления работы ТЭС с противодавленческими турбинами возможно модернизировать существующие энергоблоки. В данной статье представлены результаты сравнительного термодинамического анализа различных способов модернизации ТЭС с противодавленческими турбинами: надстройка конденсационной турбины и надстройка утилизатора, подогревающего диоксид углерода, используемого в качестве рабочего тела замкнутого цикла Ренкина или Брайтона. Получены расчетные оценки влияния температуры окружающей среды на энергоэффективность предложенных схемных решений. Установлено, что использование контура с углекислотным рабочим телом оказывается термодинамически эффективным решением при среднегодовой температуре наружного воздуха в регионе ниже 7°C. В свою очередь, срок окупаемости при модернизации путем надстройки углекислотного цикла составляет 13.5 года.

Полный текст

Доступ закрыт

Об авторах

В. О. Киндра

Московский энергетический институт

Email: lvovdd@mpei.ru
Россия, Москва

Д. Д. Львов

Московский энергетический институт

Автор, ответственный за переписку.
Email: lvovdd@mpei.ru
Россия, Москва

И. И. Комаров

Московский энергетический институт

Email: lvovdd@mpei.ru
Россия, Москва

А. Н. Вегера

Московский энергетический институт

Email: lvovdd@mpei.ru
Россия, Москва

М. С. Кожемякин

Московский энергетический институт

Email: lvovdd@mpei.ru
Россия, Москва

Список литературы

  1. Киндра В.О., Комаров И.И., Осипов С.К., Злывко О.В., Наумов В.Ю. Термодинамический анализ полузакрытых циклов с кислородным сжиганием топлива и углекислотно-паровым теплоносителем // Известия Российской академии наук. Энергетика. 2023. № 3. C. 18–33. https://doi.org/10.31857/S0002331023030056
  2. Киндра В.О., Комаров И.И., Злывко О.В., Максимов И.А., Островский М.А. Термодинамический анализ тринарных энергоустановок // Известия Российской академии наук. Энергетика. 2024. № 1. C. 70–81. https://doi.org/10.31857/S0002331024010091
  3. Клименко А.В., Терешин А.Г., Прун О.Е. Перспективы России в снижении выбросов парниковых газов // Известия Российской академии наук. Энергетика. 2023. № 2. C. 3–15. https://doi.org/10.31857/S0002331023020036
  4. Божко В.В. и др. Модернизация турбоустановок типа “Р” с целью их перевода с противодавления на работу по теплофикационному графику. Опыт эксплуатации модернизированных турбин // Новости теплоснабжения. 2006. № 2. С. 24.
  5. Грибков А.М., Фадеев С.А. Вариант продольной компоновки теплофикационных паровых турбин с расположением генератора со стороны цилиндра высокого давления // Теплоэнергетика. Общество с ограниченной ответственностью Международная академическая …, 2013. № 3. С. 69.
  6. Рыженков В.А. и др. Об эффективности защиты теплоэнергетического оборудования от атмосферной коррозии в период ремонтов и длительных простоев // Надежность и безопасность энергетики. 2017. № 1 (8). С. 43–46.
  7. Хлебалин Ю.М. Модернизация ТЭЦ с противодавленческими турбинами и промежуточным перегревом // Промышленная энергетика. Закрытое акционерное общество “Научно-техническая фирма “Энергопрогресс”, 2005. № 8. С. 2–4.
  8. Воронин В.П. и др. Некоторые направления технического перевооружения теплоэлектроцентралей // Теплоэнергетика. Федеральное государственное бюджетное учреждение “Российская академия наук”, 2002. № 12. С. 2–11.
  9. Гафуров А. Использование сбросной низкопотенциальной теплоты для повышения экономической эффективности ТЭС в зимний период времени // Энергетика Татарстана. 2014. № 3–4. С. 69.
  10. Галашов Н.Н., Цибульский С.А. Анализ эффективности парогазовых установок тринарного типа // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2014. Т. 325. № 4. С. 33–38.
  11. Song J., Li X., Ren X., Gu C. Performance analysis and parametric optimization of supercritical carbon dioxide (S-CO2) cycle with bottoming Organic Rankine Cycle (ORC). Energy 2018, 143, 406–416.
  12. Yu X., Xiao Z., Xie D., Wang C., Wang C. A 3D method to evaluate moisture losses in a low pressure steam turbine: Application to a last stage. Int. J. Heat Mass Transf. 2015, 84, 642–652.
  13. Rogalev A., Rogalev N., Kindra V., Zlyvko O., Vegera A. Study of low-potential heat utilization methods for oxy-fuel combustion power cycles. Energies 2021, 14, 3364.
  14. Moore J., Wade J., Klaerner J., Mortzheim J., Jothiprasad G. STEP 10 MWe SCO2 turbine design, assembly and commissioning // Proceedings of the 8th International Supercritical CO2 Power Cycles Symposium. February 27–29, 2024, San Antonio, Texas. Paper #105. URL: https://sco2symposium.com/proceedings2024/105-paper.pdf (дата обращения: 19.03.2025).
  15. System Overview // Echogen Power Systems. URL: https://www.echogen.com/our-solution/system-overview/ (дата обращения: 19.03.2025).
  16. Wang D., Ling X., Peng H., Liu L., Tao L. Efficiency and optimal performance evaluation of organic Rankine cycle for low grade waste heat power generation. Energy, 2013, Vol. 50, pp. 343–352.
  17. Bao J.J., Zhao L., Zhang W.Z. A novel auto-cascade low-temperature solar Rankine cycle system for power generation. Solar Energy, 2011, Vol. 85, № 11. pp. 2710–2719.
  18. Rogalev A. et al. Structural and parametric optimization of S-CO2 thermal power plants with a pulverized coal-fired boiler operating in Russia // Energies. 2021. Vol. 14, № 21. P. 7136.
  19. Rogalev N. et al. Structural and parametric optimization of S-CO2 nuclear power plants // Entropy. 2021. Vol. 23, № 8.
  20. Воронин В.П. Некоторые направления технического перевооружения теплоэлектроцентралей // Теплоэнергетика. 2002. № 12. С. 2–11.
  21. Дубровский В.Г., Зубов А.П., Кошелев С.А. Реконструкция ТЭЦ в условиях снижения или ликвидации отпуска пара на производственные нужды // Теплоэнергетика. 2018. № 6. С. 21–28. https://doi.org/10.1134/S0040363618060036
  22. Bidkar R.A., Mann A., Singh R., Sevincer E., Cich S., Day M., Moore J. Conceptual designs of 50 MWe and 450 MWe supercritical CO2 turbomachinery trains for power generation from coal. Part 1: Cycle and turbine. In Proceedings of the 5th International Symposium-Supercritical CO2 Power Cycles, San Antonio, TX, USA, 28–31 March 2016; Vol. 2, pp. 28–31.
  23. Мельников А.С., Попов Б.И. Определение эффективности конденсационных и теплофикационных турбоагрегатов на основе энергетических характеристик турбин // Известия Национальной академии наук Беларуси. Серия физико-технических наук. 2020. Т. 64. № 4. С. 438–446.
  24. Kawagishi H., Onoda A., Shibukawa N., Niizeki Y. Development of moisture loss models in steam turbines. Heat Transf. — Asian Res. 2013, 42, 651–664.
  25. Sengupta B., Bhattacharya C. Investigation of energy loss on fractional deposition in last stages of condensing steam turbine due to blade shape and moisture droplet size. J. Eng. Gas Turbines Power 2018, 140, 072601.
  26. Walraven D., Laenen B., D’haeseleer W. Economic system optimization of air-cooled organic Rankine cycles powered by low-temperature geothermal heat sources // Energy. Elsevier, 2015. Vol. 80. P. 104–113.
  27. Yang M.-H., Yeh R.-H. Economic performances optimization of an organic Rankine cycle system with lower global warming potential working fluids in geothermal application // Renewable Energy. Elsevier, 2016. Vol. 85. P. 1201–1213.
  28. Walraven D., Laenen B., D’haeseleer W. Minimizing the levelized cost of electricity production from low-temperature geothermal heat sources with ORCs: water or air cooled? // Applied Energy. Elsevier, 2015. Vol. 142. P. 144–153.
  29. Zare V. A comparative exergoeconomic analysis of different ORC configurations for binary geothermal power plants // Energy conversion and management. Elsevier, 2015. Vol. 105. P. 127–138.
  30. Astolfi M. et al. Binary ORC (Organic Rankine Cycles) power plants for the exploitation of medium–low temperature geothermal sources–Part B: Techno-economic optimization // Energy. Elsevier, 2014. Vol. 66. P. 435–446.
  31. Heberle F., Brüggemann D. Thermo-economic evaluation of organic Rankine cycles for geothermal power generation using zeotropic mixtures // Energies. Multidisciplinary Digital Publishing Institute, 2015. Vol. 8, № 3. P. 2097–2124.
  32. Rodríguez C.E.C. et al. Exergetic and economic comparison of ORC and Kalina cycle for low temperature enhanced geothermal system in Brazil // Applied Thermal Engineering. Elsevier, 2013. Vol. 52, № 1. P. 109–119.
  33. Arslan O., Yetik O. ANN based optimization of supercritical ORC-Binary geothermal power plant: Simav case study // Applied Thermal Engineering. Elsevier, 2011. Vol. 31, № 17–18. P. 3922–3928.
  34. Ambriz-Díaz V.M. et al. Thermodynamic performance and economic feasibility of Kalina, Goswami and Organic Rankine Cycles coupled to a polygeneration plant using geothermal energy of low-grade temperature // Energy Conversion and Management. Elsevier, 2021. Vol. 243. P. 114362.
  35. Cavalcanti E.J.C., Motta H.P. Exergoeconomic analysis of a solar-powered/fuel assisted Rankine cycle for power generation // Energy. 2015. Vol. 88. P. 555–562.

Дополнительные файлы

Доп. файлы
Действие
1. JATS XML
Скачать
2. Рис. 1. Перспективные способы модернизации паротурбинных энергоблоков с противодавленческими турбинами: (а) схема с надстроенной турбиной низкого давления; (б) схема с надстроенным углекислотным циклом.

Скачать (545KB)
Метаданные
3. Рис. 2. Влияние температуры наружного воздуха на основные энергетические показатели модернизированной противодавленческой турбоустановки (схема 2): (а) мощность брутто; (б) мощность нетто; (в) собственные нужды; (г) теплоперепад CO2-турбины; (д) теплоперепад CO2-насоса/компрессора; (е) массовый расход в CO2-цикле.

Скачать (983KB)
Метаданные
4. Рис. 3. Диаграмма для выбора модернизации ТЭЦ с турбиной типа Р в зависимости от температуры наружного воздуха.

Скачать (496KB)
Метаданные
5. Рис. 4. Финансовый профиль проекта; (а) надстройка приключенной турбины, (б) надстройка углекислотного цикла.

Скачать (1MB)
Метаданные

© Российская академия наук, 2025