Внедрение парогазовых турбин в энергосистему (ТЭЦ 21 и 27) (стр. 3 из 4)

- мощность, вырабатываемая на тепловом потреблении за счет отбора пара на условный эквивалентный регенеративный подогреватель, кВт,

, (4)

где

- расход пара на регенерацию, кг/с; - энтальпия условного эквивалентного регенеративного отбора, кДж/кг; - энтальпия j-го отбора, перед которым конденсат греющего пара смешивается с основным конденсатом турбины, кДж/кг.

Так, удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении:

, (5)

где

- энтальпия деаэрированной воды после вакуумного деаэратора, кДж/кг; - энтальпия воды после химического умягчения, кДж/кг; - энтальпия греющего агента, подаваемого в вакуумный деаэратор, кДж/кг; - энтальпия сетевой воды, подогреваемой в подогревателе греющего агента, кДж/кг; - энтальпия пара регенеративного отбора, кДж/кг; - энтальпия конденсата греющего пара после подогревателя греющего агента, кДж/кг; - КПД подогревателя греющего агента.

Для сравнения разработанных решений, основанных на применении парогазовой турбине, использована относительная безразмерная величина, показывающая во сколько раз удельная выработка электроэнергии за счет пара

превышает значение , вырабатываемой паром производственного отбора. Введение данного показателя позволяет оценивать экономичность технологий различного назначения и соответственно с неодинаковыми температурными режимами. Так, на рис.2 представлена диаграмма относительной экономичности новых технологий с использованием парогазовой турбины[10]. Из диаграммы видно, что все разработанные технологии с применением парогазовой турбины по энергетической эффективности значительно превосходят типовые решения, предусматривающие подогрев теплоносителей паром производственного отбора.

Рис.2. Относительная величина удельной выработки электроэнергии для новых технологий с использованием парогазовой турбины

Результаты оценки энергетической эффективности новой технологии, предусматривающей использование ПНД парогазовой турбины в качестве подогревателя исходной подпиточной или добавочной питательной воды перед ВПУ, представлены на рис. 3.

Рис. 3. Удельная выработка электроэнергии для технологий подогрева исходной воды перед ВПУ:

1 – пар отопительного отбора турбины;

2 – пар производственного отбора;

3 – пар регенеративного отбора

Из диаграммы видно, что использование низкопотенциальных регенеративных отборов пара турбин ТЭЦ для подогрева теплоносителей ВПУ существенно повышает экономичность ТЭЦ даже в сравнении с достаточно эффективным способом с использованием в качестве греющей среды регулируемого парогазовых турбин.

Экономия условного топлива ΔВ, определяется с помощью разности Δν_тф, (кВт·ч) /м³:

, (6)

где

- удельный расход условного топлива на конденсационную выработку электроэнергии, кг/ (кВт^. ч); - удельный расход условного топлива на теплофикационную выработку электроэнергии, кг/ (кВт^. ч); - общий расход подготавливаемой воды в исследуемом режиме, м³.

При расчете энергетической эффективности технологий подготовки воды необходимо учитывать затраты топлива на выработку в котле дополнительного расхода пара В_доп, т/год, при повышении ν_тф

, (7)

где

- разность расходов пара при использовании пара разных потенциалов для нагрева воды на одну и ту же величину, т/год; , - энтальпии свежего пара и питательной воды, кДж/кг; - теплота сгорания условного топлива, кДж/кг; - КПД парового котла.

Применение на ТЭЦ решения, показанного на рис.1, позволяет ежегодно экономить более 3000 тонн условного топлива в расчете на ВПУ производительностью 2000 м³/ч.

По приведенной методике были произведены расчеты технико-экономических показателей для блока парогазовой турбины 21 ТЭЦ. Расчеты проводились для двух вариантов: 1 котел и ПУ работают на природном газе; 2 котел работает на мазуте, ПУ на природном газе. Для обоих вариантов принималось 5000 часов использования установленной мощности в год. Экономия котельного топлива, составила: B< = 0.819 кг/с=14.74 тыс. т/год (5000 ч/год), стоимость которого 14.74-10³х120=1.769 млн. долл. /год. Общий КИТ блока около 90%. Затраты на топливо составила 33 и 25% от общих годовых затрат, а зарплата - 2.5-2.8%. Без учета налога прибыль составила 2.812 и 3.120 млн. долл., срок окупаемости 2.85 и 2.56 лет и рентабельность 25.83 и 29.48%.

С учетом налога на прибыль 30%: прибыль 1.97 и 2.18 млн. долл., срок окупаемости - 4.06 и 3.66 лет и рентабельность 16.88 и 18.96%.

Полученные данные говорят о высокой эффективности внедрения работы ПГТ.

Основным видом топлива для парогазовых установок всех типов является природный газ. В качестве резервного топлива в сравнительно небольших объема может использоваться дизельное и газотурбинное жидкое топливо. К настоящему времени в России открыто более 700 газовых газоконденсационных и газонефтяных месторождений, из которых разработку вовлечено около 300, подготовлено к промышленному освоению 60 и в стадии разведки находится более 200 месторождений.

Заключение

В заключение работы необходимо обратить внимание на то, что наибольшее внимание следует обратить на внедрение парогазовых установок. Для России наибольший интерес представляют парогазовые установки с котлами, сжигающими уголь в кипящем слое под давлением. Эта технология, внедренная на энергоблоках 80-350 МВт в Швеции, Японии и других странах, показала высокую надежность, обеспечила хорошие экономические и экологические показатели. Расчетный КПД энергоблоков с котлами КСД составляет 42%. Одно из преимуществ этих установок - малые габариты - дает возможность установки их в существующих помещениях ТЭС взамен демонтируемого старого оборудования и тем самым проведения реконструкции на новой технической базе.

Сжигание природного газа на ТЭС в будущем должно происходить только на установках с современными технологиями использования топлива, например в парогазовых установках, газомазутных котлах с газотурбинными надстройками.

Парогазовые установки (в англоязычном мире используется название combined-cycle power plant) - сравнительно новый тип генерирующих станций, работающих на газе или на жидком топливе. Принцип работы самой экономичной и распространенной классической схемы таков. Устройство состоит из двух блоков: газотурбинной (ГТУ) и паросиловой (ПС) установок. В ГТУ вращение вала турбины обеспечивается образовавшимися в результате сжигания природного газа, мазута или солярки продуктами горения - газами. Образовавшиеся в камере сгорания газотурбинной установки продукты горения вращают ротор турбины, а та, в свою очередь, крутит вал первого генератора.

В первом, газотурбинном, цикле кпд редко превышает 38%. Отработавшие в ГТУ, но все еще сохраняющие высокую температуру продукты горения поступают в так называемый котел-утилизатор. Там они нагревают пар до температуры и давления (500 градусов по Цельсию и 80 атмосфер), достаточных для работы паровой турбины, к которой подсоединен еще один генератор. Во втором, паросиловом, цикле используется еще около 20% энергии сгоревшего топлива. В сумме кпд всей установки оказывается около 58%.

Список используемой литературы

1. Безлепкин В.П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций. СПб.: СПбГТУ, 2008 г., 317 с.

2. Замалеев М.М. Резервы повышения эффективности использования регенеративных отборов турбин ТЭЦ/М.М. Замалеев, В.И. Шарапов // Теплоэнергетика. - 2008. - № 4. - С.64-67.

3. Мастепанов А.М., Коган Ю.М. Повышение эффективности использования энергии, М.: Феникс, 2009 г., 211 с.

4. Рысаков С.А. Проблемы внедрения парогазовых турбин в России // Энергосистема, № 7, 2009 г., С.11-16