Тепловой расчет энергоблока ТЭЦ на базе ПТ-30-90/10 на различных режимах

В целях обеспечения  максимальной тепловой экономичности  начальные параметры ГТУ (температура  и степень повышения давления в компрессоре) непрерывно повышаются. Одновременно используются другие возможности увеличения экономичности и удельной мощности установок (промежуточное охлаждение воздуха в компрессоре, повторный подогрев рабочего тела ГТУ перед силовой турбиной и др.). В итоге на лучших ПГУ реализуется кпд (брутто) 58–60%.

ПГУ большой единичной  мощности, включающие 1-2 газовые турбины  и одну паровую турбину, обеспечивают достижение КПД до 53-55%. ПГУ средней  и малой мощности, в том числе  на базе реконструируемых авиационных газовых турбин, характеризуются высокой экономической эффективностью, маневренностью. Создание условий для широкого использования авиационных газовых турбин в составе стационарных ПГУ будет содействовать процессу конверсии оборонных заводов, выпускающих авиационные двигатели.

ПГУ большой мощности предназначены для использования  в составе объединенных энергосистем для выработки электроэнергии, а  также для комбинированного производства электроэнергии и тепла для теплоснабжения крупных населенных пунктов.

Широкое применение парогазовый  цикл получит при реконструкции  действующих паротурбинных электростанций, работающих на природном газе. ПГУ  средней и малой мощности пригодны для обеспечения местного электро- и теплоснабжения. ГТУ предназначены в основном для покрытия пиковой части графика нагрузки объединенных энергосистем.

Высокий тепловой кпд является важнейшим, но отнюдь не единственным фактором, определяющим стоимость производства электроэнергии. Не менее важную роль играют удельные капитальные затраты и количество часов использования установленной мощности. При этом следует отметить, что в России доля топливной составляющей заметно ниже, чем в большинстве промышленно развитых стран. Это естественно для страны, располагающей большими запасами органического топлива и являющейся его экспортером. Во всяком случае, цена топлива на внутреннем рынке должна быть ниже, чем за рубежом, на величину соответствующих транспортных расходов (в наших условиях — это минимум 20–25%). В итоге с учетом низкой стоимости труда в стране составляющая капитальных затрат на новом оборудовании достигает 50% и более от общей стоимости генерируемой энергии на шинах станции. Отсюда следует, что при создании новых энергетических мощностей особое внимание следует уделять удельной стоимости (а тем самым, удельной мощности) оборудования. Уместно подчеркнуть, что роль удельных капитальных затрат возрастает при умеренных и низких коэффициентах использования установленной мощности, то есть при недостаточной загрузке оборудования и резко переменных сезонных и суточных графиках энергопотребления, типичных для нашей страны и обострившихся из–за резкого падения промышленного производства. Рассмотрим с указанных позиций существующие типы парогазовых установок.

Сегодня наибольшее распространение получили ПГУ бинарного цикла, в которых пар одного или нескольких давлений, выработанный за счет тепла отработанных газов ГТУ, приводит в действие паровую турбину. Нижняя (паросиловая) часть цикла содержит практически все (за исключением регенеративных подогревателей высокого давления) элементы обычного паросилового цикла, включая конденсатор с соответствующей системой охлаждения (во многих случаях это дорогостоящие градирни или пруды–охладители). Указанное обстоятельство существенно повышает капитальные затраты на бинарную ПГУ.

Область применения

ПГУ и ГТУ на природном  газе найдут широкое применение как  в системах электро- и теплоснабжения жилищно-коммунального хозяйства  и промышленности, так и в качестве привода компрессорных станций магистральных газопроводов. Установки малой и средней мощности необходимы для электро- и теплоснабжения изолированных предприятий сырьевых отраслей промышленности, в первую очередь нефте- и газовых промыслов.

Состояние и  тенденция развития

На 16-м конгрессе Всемирного энергетического совета (Япония, октябрь 1995 г.) было отмечено, что развитие теплоэнергетики в ближайшие десятилетия будет базироваться на применении парогазового цикла. 15-20 лет назад бывший Советский Союз был в числе лидеров в использовании этой технологии в стационарной энергетике. Однако в последующем было допущено серьезное отставание, обусловленное главным образом крайне медленными темпами создания современных мощных высокоэффективных газовых турбин. В настоящее время благодаря отечественным разработкам, реализации крупной программы по модернизации авиационных газовых турбин, а также расширению экономического и научно-технического сотрудничества в области газотурбостроения создаются условия для масштабного использования ПГУ и ГТУ, в том числе наращивания экспорта продукции энергетического машиностроения.

1.2.3 ПГУ ТЭЦ

Применительно к ТЭЦ  можно назвать следующие положительные  качества ПГУ: высокий показатель удельной выработки электроэнергии на полезном отпуске тепла (в 1,5-2 раза выше, чем на паротурбинных ТЭЦ); возможность работы в пиковом режиме с быстрым набором и сбросом нагрузок; компактность оборудования и относительно невысокая удельная стоимость капиталовложений (500-650 долларов/кВт); возможность эксплуатации паровых турбин в составе ПГУ при пониженных параметрах пара для увеличения ресурса; лучшие экологические характеристики.

При использовании утилизационных ПГУ в теплофикации достигается  максимальная тепловая экономичность. Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении, например, для ПГУ-450, составляет около 280 кВт·ч/ГДж.

Для «сбросных» схем ПГУ средней  мощностью (40...70 МВт) и с параметрами  паросиловой части 4 МПа, 440 °С этот показатель составляет примерно 130 кВт·ч/ГДж (несколько ниже, чем на ТЭЦ давлением 13 МПа), а для «сбросных» ПГУ мощностью, например, 170 МВт с турбиной Т-115/125-130 удельная выработка электроэнергии составляет около 170 кВт·ч/ГДж, т.е. на уровне ТЭЦ с Т-250-300.

Несмотря на то, что в утилизационных ПГУ этот показатель выше, чем в  «сбросных» схемах, последние, позволяют использовать на ТЭЦ топлива разных видов.

В парогазовых утилизационных установках для ТЭЦ имеет смысл рассматривать разработку паровых турбин с ограниченной тепловой нагрузкой и постоянным пропуском пара в конденсатор.

Одним из способов устранения (ослабления) противоречия между требуемой и отпускаемой мощностью ПГУ при низких значениях температуры наружного воздуха, является ввод в её технологическую схему устройств для дополнительного сжигания относительно небольшого количества топлива перед котлом-утилизатором теплофикационных ПГУ утилизационного типа.

Учитывая все вышесказанное, специалисты  приходят к таким выводам:

1. Для ТЭЦ с ПГУ, особенно  малой и средней мощности, характерно  существенное снижение электрической мощности и отпуска тепла в периоды низкой температуры наружного воздуха, т.е. в периоды максимальной потребности в электрической и тепловой энергии.

2. Применение дополнительного сжигания  топлива перед КУ даёт значительный экономический эффект, определяемый типом ПГУ и климатическими условиями региона сооружения ПГУ-ТЭЦ.

Таким образом, исходя из вышеизложенного, можно сделать следующие выводы:

- применение газотурбинных и парогазовых технологий в теплофикации является главным фактором для повышения эффективности;

- при обеспечении ТЭЦ и крупных котельных природным газом, необходимо рассматривать целесообразность использования ГТУ как при новом строительстве, так и при техническом перевооружении;

- отечественная промышленность подготовлена для оснащения ТЭЦ и котельных высокоэкономичными газотурбинными установками.

1.3 Обоснование целесообразности использования КПГУ

Вопрос о целесообразности сооружения энергоустановок того или  иного типа решается по результатам  оценки их технических и экономических  показателей. Применительно к России в настоящее время отсутствуют достоверные значения некоторых показателей. Прежде всего, это относится к затратам на сооружение новых ПГУ-ТЭС и ГТУ-ТЭС и на техническое перевооружение функционирующих паротурбинных ТЭС с преобразованием их в ПГУ-ТЭС и ГТУ-ТЭС. Выбор оптимального типа энергоустановки делается по результатам детального технико-экономического сопоставления вариантов для каждой конкретной ТЭС.

Вместе с тем, определённые оценки конкурентоспособности возможных  типов ПГУ-ТЭС можно сделать  по результатам сопоставления показателей их энергетической эффективности. К числу основных показателей энергетической эффективности ПГУ-ТЭС и ГТУ-ТЭС относятся:

- коэффициент полезного действия ТЭС с ПГУ или ГТУ;

- коэффициент полезного использования тепла топлива;

- удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении;

- прирост электрической мощности на модернизируемых ТЭС и на ТЭЦ, создаваемых на базе котельных.

Применение парогазовых  технологий позволяет:

- значительно сократить использование природного газа (до 30...35 % по сравнению с ПТУ), объём выделения которого для энергетики в настоящее время и на перспективу является ограниченным;

- сократить вредные выбросы в атмосферу (для NО_Х в 2,5 - 3 раза);

- снизить удельные капиталовложения и объем строительных и монтажных работ по сравнению с паросиловыми установками (до 20...30%);

- широко использовать принцип унификации и типизации при проектировании и строительстве ТЭС.

Следует отметить, что  и в более отдаленной перспективе  парогазовые технологии будут совершенствоваться и развиваться по мере промышленного освоения газификации твердого топлива, которого в России и странах СНГ имеются значительные запасы  - более 700 млрд т.у.т.

Сферами наиболее целесообразного использования  мощных ГТУ являются строительство  новых и техническое перевооружение действующих ГРЭС и ТЭЦ по парогазовому циклу. На электростанциях с турбинами К-300 возможно, например, сохранение или повышение мощности в 1,3—1,8 раза и увеличение КПД до 55 % и более (экономия 30...35 % топлива) при установке на площадке (или даже в главном корпусе) ГТУ единичной мощностью 160...270 МВт с котлами-утилизаторами, питающими паром имеющиеся паровые  турбины. Достижимые при разном числе ГТУ показатели приведены ниже.

Таблица 1.3.1 – Показатели ГТУ

Число ГТУ	1	2	3
Мощность ГТУ, МВт	194,5	389	583,5
Мощность паровой турбины, МВт	99	198,5	298
Мощность ПГУ (нетто), МВт	290	581	872,5
КПД ПГУ (нетто), %	55,7	55,8	55,8

 

Ещё более эффективными могут быть аналогичные реконструкции  ТЭЦ. Например, отработанный на Северо-Западной ТЭЦ модуль: ГТУ – котёл-утилизатор может прямо применяться для питания турбин ПТ-60, ПТ-80 и Т-100 на действующих ТЭЦ.

При полной загрузке выхлопов паровых турбин их мощности, а также расход, давление и температуры пара на входе заметно снижаются, однако общая электрическая мощность энергоблока растёт, резко увеличивается (с 460... 570 до 1120...1170 кВтּч на 1 тыс. ккал) и выработка электроэнергии на тепловом потреблении, а его экономичность по выработке электроэнергии независимо от режима оказывается существенно более высокой, чем на конденсационных ГРЭС.

Газотурбинные установки и ПГУ на ТЭЦ могут  получить очень широкое распространение. На ТЭЦ мощностью более 200 МВт (эл.), в топливном балансе которых природный газ занимает 90 % или более, эксплуатируется около 300 паровых турбин мощностью 60...110 МВт, которые принципиально можно и целесообразно заменить газовыми или использовать в ПГУ. Наибольшие выгоды будут в том случае, если такая замена произойдёт с увеличением электрической мощности ТЭЦ (при постоянной тепловой нагрузке оптимально увеличение мощности в 2—2,5 раза).

Трудности, возникающие  при техническом перевооружении ТЭЦ с использованием газотурбинных и парогазовых технологий, связаны с недостатком или отсутствием места на площадках действующих ТЭЦ, необходимостью вывода увеличенной мощности и обеспечения надежной круглогодичной подачи природного газа (или резервирования дизельным топливом), решением в проектах технических задач с минимальными капиталовложениями.

На электростанциях  со значительным остаточным ресурсом энергоблоков, в топливном балансе которых велика доля мазута или угля, но имеется и природный газ, в количестве, достаточном для питания ГТУ, могут оказаться целесообразными газотурбинные надстройки.

Надстройки  могут быть целесообразны и для новых газовых (Печорской, Псковской) или газоугольных (если они появятся) ТЭС с энергоблоками 200 МВт. Для сочетания с ними оптимальны ГТУ мощностью 60...75 МВт с расходом газов 200...250 кг/с. Коэффициент полезного действия надстроенного энергоблока при работе на природном газе составит 40...44 %.

Газотурбинные установки мощностью 15...30 МВт и даже ниже рассматриваются сейчас для децентрализованных источников электроэнергии и тепла, для реконструкции отопительных и производственных котельных с превращением их в небольшие ГТУ-ТЭЦ, а иногда и создания ПГУ-ТЭЦ (например, на базе промышленных ТЭЦ с паровыми турбинами мощностью 6...12 МВт).

Возможно  использование ГТУ такого класса мощности для сохранения выработки электроэнергии на старых ТЭЦ с низкими (3...9 МПа) давлениями пара. На них целесообразно рассматривать установку четырёх—шести ГТУ мощностью по 15...30 МВт с котлами-утилизаторами и с использованием выработанного в них пара в имеющихся (если они работоспособны) или новой паровой турбине. Невысокие параметры пара не являются в этом случае большим недостатком. Таким образом, создается экономичная современная ТЭЦ мощностью 80...200 МВт (эл.) с тепловой нагрузкой 420...840 ГДж/ч. Остальная часть тепловой нагрузки покрывается в режиме котельной.