123613 (592839), страница 2

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 2)

Значительно повысить эффективность ТЭЦ, работающих на природном газе, можно путем использования на них газотурбинных и парогазовых установок. Целесообразны следующие направления их применения:

1. Газотурбинные ТЭЦ, в которых газы после ГТУ сбрасываются в водогрейный или паровой котел-утилизатор, где используются для выработки тепла (подогрева воды или генерирования пара) для внешних потребителей. Схемы ГТУ-ТЭЦ наиболее просты. КПД современных ГТУ без выработки тепла близок или даже выше КПД паротурбинных ТЭЦ докритического давления на конденсационном режиме. Выработка тепла не снижает этого КПД - в отличие от паротурбинных установок, где электрическая мощность и КПД вследствие производственных (особенно при высоком давлении) и теплофикационных отборов пара значительно уменьшаются. Характерные соотношения при расчетных (номинальных) условиях приведены в табл. 1.

Показатель	Тип ТЭЦ и режим работы
	Паровая		ГТУ
	Конденса-ционный	Комбини-рованный		Комбини-рованный
Доля тепла топлива, преобразованная в: электроэнергию, % тепло, %	30-36 -	20-32 65-53		34-36 50
Коэффициент использования тепла топлива, %	30-36	84-86		84-86
Отношение электрической и тепловой мощности	∞	0,5-0,62		0,68-0,72

Для увеличения выработки тепла в периоды максимальных нагрузок применяются котлы-утилизаторы ГТУ, оснащенные горелками для сжигания дополнительного топлива. Однако сжигание топлива перед котлами-утилизаторами, как и снижение тепловой нагрузки (недоиспользование тепла отработавших в ГТУ газов), уменьшает эффективность ГТУ-ТЭЦ, которые наиболее привлекательны для промышленных ТЭЦ со значительной долей стабильной паровой нагрузки. Экономически они выгодны и при резко переменном графике тепловой и электрической нагрузки: в качестве примера можно назвать Якутскую ГРЭС (в сущности ТЭЦ) с восьмью ГТУ общей мощностью около 250 МВт, которая успешно эксплуатируется с 1971 г.

2. ПГУ-ТЭЦ бинарного цикла. Каждая ГТУ работает на свой котел-утилизатор, в котором генерируется и перегревается пар, поступающий, например, в общий коллектор, а из него - в имеющиеся паровые турбины. Первой теплофикационной ПГУ бинарного типа в России является ПГУ-450 на Северо-Западной ТЭЦ в Санкт-Петербурге, эксплуатирующаяся сейчас без тепловой нагрузки. Ее схема позволяет в широких пределах изменять соотношение между электрической и тепловой нагрузкой, сохраняя общий высокий коэффициент использования тепла топлива. Отработанный на Северо-Западной ТЭЦ модуль ГТУ - котел-утилизатор, генерирующий 240 т/ч пара высокого давления при электрической мощности 150 МВт, может прямо использоваться для питания турбин ПТ-60, ПТ-80 и Т-100 на действующих ТЭЦ. При полной загрузке их выхлопов расход пара через первые ступени этих турбин будет значительно ниже номинального. Его можно будет пропустить при характерных для ПГУ-450 пониженных давлениях пара. Это и одновременное уменьшение температуры свежего пара до 500-510 °С летом и даже несколько более низких значений зимой снимет вопрос об исчерпании ресурса таких турбин. Конечно, мощность паровых турбин в составе ПГУ будет, как показано в табл. 2, ниже номинальной, но общая мощность блока при этом возрастет более чем вдвое, а его экономичность по выработке электроэнергии не будет зависеть от режима и станет существенно более высокой, чем у лучших конденсационных энергоблоков.

Показатель	Т-100		ПГУ с Т-100			ПТ-80		ПГУ с ПТ-80
	конден-сацион-ный	комби-ниро-ванный	конден-сацион-ный	комби-ниро-ванный	конден-сацион-ный		комби-ниро-ванный	конден-сацион-ный	комби-ниро-ванный
Мощность паровой турбины, МВт	100	100	76,8	66,5	82,2		67,9	74,7	58,3
Мощность ГТУ, МВт	-	-	151,2	151,2	-		-	151,2	151,2
Суммарная мощность, МВт	100	100	228	217,7	82,2		67,9	225,9	209,5
Выработка тепла, МВт	-	151	-	160	-		128	-	160
Доля тепла, преобразованная в электроэнергию (КПД), %	35,2	30,4	49,5	47,3	34,5		28,5	49,0	45,5
Коэффициент использования тепла топлива, %	35,2	83,6	49,5	83	34,5		82,1	49,0	82
Доля электроэнергии в выработанной энергии (электроэнергия + тепло)	1	0,36	1	0,58	1		0,35	1	0,57

Такое изменение показателей радикально влияет на экономичность ТЭЦ. Суммарные издержки на выработку электроэнергии и тепла в них снизятся, а конкурентоспособность на рынках электроэнергии и тепла возрастет. ГТУ с котлами-утилизаторами лучше всего располагать в новом главном корпусе на площадке действующей ТЭЦ. Старые котлы могут сохраняться в резерве для покрытия пиковых нагрузок или на случай перерывов в газоснабжении. Газотурбинные установки мощностью 15-30 МВт и ниже целесообразно применять для децентрализованных источников электроэнергии и тепла, 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). ГТУ такого класса мощности удобны для сохранения выработки электроэнергии на старых ТЭЦ с низкими (3-9 МПа) давлениями пара. На них целесообразна установка четырех-шести ГТУ мощностью 15-30 МВт с котлами-утилизаторами и использованием выработанного в них пара в имеющихся турбинах (если они работоспособны) или в новой паровой турбине. Невысокие параметры пара не являются в этом случае большим недостатком. Таким образом, создается экономичная современная ТЭЦ с электрической мощностью 80-200 МВт и тепловой мощностью 100-200 Гкал/ч. Остальная часть тепловой нагрузки покрывается в режиме котельной. Существует множество различных сочетаний газотурбинных и паровых циклов. Некоторые из них время от времени реализуются. Например, 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, возможны газотурбинные надстройки с использованием тепла отработавших в ГТУ газов в основном паровом цикле. При надстройке энергоблоков мощностью 300 МВт установкой ГТЭ-110 по схеме со сбросом отработавших газов в топку котла мощность станции может быть увеличена в ~1,5 раза, а КПД повышен до 44-46%. Газотурбинные надстройки блоков мощностью 800 МВт в зависимости от схемы и показателей применяемых ГТУ (две ГТЭ-160 или ГТЭ-180) позволяют повысить мощность на 30-35% и снизить удельный расход тепла на 8-14%. Подобные надстройки целесообразны для новых газовых ТЭС (Печорской, Псковской) или газо-угольных (если они появятся) с энергоблоками мощностью 200 МВт. Для них оптимальны ГТУ с расходом газа 200-250 кг/с и мощностью 60-75 МВт. КПД надстроенного блока при работе на природном газе составит 40-44%. Для того чтобы газотурбинные и парогазовые установки смогли сыграть важную роль в повышении эффективности электроэнергетики и тем самым способствовали развитию национальной экономики России, нужна согласованная программа действий, реализация которой будет опираться на федеральные и местные ресурсы, ресурсы банков и энергокомпаний (РАО , Газпром), потребляющие отрасли промышленности, энерго- и авиа- машиностроение.

Масштабы применения ГТУ разных типоразмеров в ГТУ-ТЭЦ, газотурбинных надстройках и в составе высокоэкономичных парогазовых установок при техническом перевооружении тепловых электростанций по оценкам проектных организаций РАО в 2002-2015 гг. могут составить: по газотурбинным установкам 20-30 МВт - 57 шт., 60-80 МВт - 147 шт., 110 МВт - 146 шт., 160-180 МВт и более - 59 шт. Их общая мощность оценена в ~40 млн кВт. Приведенные цифры следует рассматривать как минимальные, поскольку они определены в условиях отсутствия собственно ГТУ, а тем более положительного опыта их применения и реальных источников инвестиций.

Только 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 целесообразно заменить газовыми. Наибольшую выгоду можно получить, если такая замена будет проведена с увеличением электрической мощности ТЭЦ (при постоянной тепловой нагрузке оптимальным будет увеличение мощности в 2-2,5 раза).

Если, например, на базе всех имеющихся на городских ТЭЦ Мосэнерго турбин ПТ-80 и Т-100 создать рассмотренные выше ПГУ, потребуется установить около 50 ГТУ общей мощностью 7,3 млн кВт. Электрическая мощность ТЭЦ увеличится на 5,7 млн кВт, а тепловая - всего на 720 Гкал/ч. Конечно, такое тотальное техперевооружение вряд ли возможно из-за трудностей, связанных с необходимостью вывода увеличенной мощности и обеспечения надежной круглогодичной подачи природного газа (или наличия резерва в виде дизельного топлива), а также с решением в проектах технических задач с минимальными капиталовложениями. Для удовлетворения потребностей отечественной электроэнергетики в ближайшие годы необходимо:

 освоить в производстве и эксплуатации экономичные энергетические газотурбинные установки мощностью до 35 МВт, 60-80 МВт, 110 и 180 МВт;

 спроектировать, соорудить и ввести в действие конденсационные и теплофикационные парогазвые установки мощностью 80-540 МВт, газотурбинные ТЭЦ и надстройки на действующих электростанциях;

 выполнить обосновывающие исследования и отработать конструкции критических узлов ГТУ для проектирования перспективного газотурбинного агрегата мощностью 250-300 МВт. Разработка и внедрение отечественных высокоэкономичных высокотемпературных газовых турбин мощностью 25-180 МВт и парогазовых установок мощностью 80-540 МВт, которые по своим техническим характеристикам будут на уровне зарубежных, создадут техническую и производственную базу для коренной структурной перестройки электроэнергетики России. Достижение успеха здесь возможно только при условии конверсии и использования богатого опыта и научно-технического потенциала авиационной промышленности. Разумеется, для обоснования разработок необходимы научные исследования. Чтобы осуществить серьезные проекты, потребуется объединение ресурсов поставщиков и потребителей, а также поддержка со стороны государства. Применение газотурбинных и парогазовых установок будет наиболее успешным при круглогодично устойчивом газоснабжении и подаче на электростанции газа полного (3-4 МПа) давления. Технически это вполне реально. Проектные проработки свидетельствуют о возможности привязки к существующей сети газопроводов действующих ТЭС мощностью 30-40 млн кВт ГТУ без сложных дополнительных работ по газоснабжению. Их внедрение позволит в 1,5-2 раза снизить издержки производства электроэнергии и тепла.

Оценка технико-экономической эффективности модернизации ГТУ-ТЭС с использованием парогазовой технологии

Характеристики

Список файлов ВКР