Научный журнал
Международный журнал прикладных и фундаментальных исследований

ISSN 1996-3955
ИФ РИНЦ = 0,580

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВНЕДРЕНИЯ ПАРОГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ НА ДЕЙСТВУЮЩЕМ ОБОРУДОВАНИИ ТЭС

Ростунцова И.А. 1 Шевченко Н.Ю. 2
1 ФГБОУ ВПО «Саратовский государственный технический университет имени Ю.А. Гагарина»
2 ФГБОУ ВПО «Камышинский технологический институт» (филиал) ФГБОУ ВПО «Волгоградский государственный технический университет»
Проведена разработка и оценка эффективности внедрения парогазовых технологий для действующего энергоблока тепловой ТЭЦ. Повышение эффективности ТЭЦ осуществляется путем использования газовых турбин со сбросом уходящих газов газотурбинной установки в паровой котел. Разработана схема включения газовой турбины на энергоблоке с теплофикационной турбиной Т-110/120-130 со сбросом газов в энергетический котел. Представлена схема глубокого охлаждения уходящих газов газовой турбинной установки путем замены паровой регенерации высокого давления на газовую за счет установки газоводяного подогревателя. Разработана методика по определению основных показателей и технико-экономической эффективности схемы модернизации действующего оборудования по парогазовому циклу сбросного типа.
энергоблок
газовая турбина
энергетический котел
газоводяной подогреватель
система паровой регенерации
1. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. – М.: Энергия, 1976. – 448 с.
2. Цанев С.В. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций: учебное пособие для вузов / С.В. Цанев, В.Д. Буров, А.Н. Ремезов; под ред. С.В. Цанева. – 3-е изд., стереот. – М.: Издательский дом МЭИ, 2009. – 584 c.: ил.

Основным направлением модернизации тепло- и электрогенерирующих мощностей России является сохранение действующего оборудования с вводом новых мощностей на основе парогазовых и газотурбинных технологий. Техническое перевооружение ТЭЦ осложняется необходимостью обеспечения надежного и бесперебойного теплоснабжения потребителей в течение всего периода замены оборудования. Опыт проектирования показывает, что использование чисто бинарных энергоблоков парогазовых установок для замены существующего оборудования ТЭЦ очень сложно. Это объясняется трудностями размещения такого энергоблока в существующем главном корпусе, что неминуемо приводит к снижению мощности теплоснабжения в течение не менее 36 месяцев (с учетом демонтажа действующего оборудования). Поэтому при реконструкции ТЭЦ актуальным является установка газотурбинных надстроек, которые позволяют практически полностью сохранить компоновку главного корпуса, тепловую схему, а в ряде случаев и основное оборудование. Существенную роль играют и более низкие капитальные вложения по сравнению с внедрением бинарных схем, оказывающие положительное влияние на снижение стоимости вырабатываемой электрической и тепловой энергии.

Поэтому применение схемы модернизации путем газовой надстройки существующей схемы ТЭЦ является актуальной задачей.

Повышение эффективности ТЭЦ путем использования газовых турбин

Повышение эффективности ТЭЦ осуществляется путем использования газовых турбин в составе ПГУ со сбросом уходящих газов ГТУ в паровой котел. Принципиальная схема представлена на рис. 1.

Такой вариант модернизации требует несколько больших затрат которые идут на реконструкцию парового котла, так как уходящие газы ГТУ направляются в сбросные сопла, расположенные над горелками для сжигания в их среде органического топлива.

rostunzov1.tif

Рис. 1. Принципиальная тепловая схема ПГУ со сбросом в паровой котел: ГТУ – газотурбинная установка; ПК – паровой котел; ЭО – эжектор основной; ГВП – газо-водяной подогреватель; ЭУ – эжектор уплотнений; ПСГ – подогреватель сетевой воды горизонтального типа; Д – деаэратор

Таблица 1

Технико-экономические показатели модернизации блока с ГТУ сбросного типа

Наименование показателя

Единица измерения

Величина показателя

Установленная электрическая мощность

МВт

182,5

Установленная тепловая мощность

ГДж/ч

1184,86

Выработка электроэнергии

ГВт·ч/год

1347,89

Отпуск электроэнергии

ГВт·ч/год

1291,16

Выработка тепловой энергии

тыс. ГДж/год

3464,2

Отпуск тепловой энергии

тыс. ГДж/год

3433,3

Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии

г у.т./(кВт·ч)

294,78

Удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии

кг усл.топл./ГДж

27,380

КПД по отпуску электроэнергии

%

41,73

Капиталовложения

млн руб

4562,5

Затраты на производство

млн руб

2854,99

Себестоимость отпускаемой электроэнергии

коп./(кВт∙ч)

1,7313

Себестоимость отпускаемой тепловой энергии

руб./ГДж

151,86

Чистый дисконтированный доход

млн руб.

3595,5

Внутренняя норма доходности

%

18,297

Индекс доходности

руб./руб.

1,6025

Дисконтированный срок окупаемости

лет

10,6

Для такой теплофикационной ПГУ мощность и параметры газа ГТУ выбираются из условия получения максимальной мощности, а не КПД, как для конденсационной ПГУ. При этом ГТУ подбирается по массовому расходу газов, которые не превышают 25–30 % воздуха. При условии вышеописанной модернизации, в зависимости от использования (по условиям габаритов, конструкции и схемы) той или иной ГТУ, достигается увеличение электрической мощности. КПД выработки электроэнергии нетто ПГУ возрастает до 38…40 %. Экономия топлива по сравнению с ПТУ такой же мощности достигает 10 %.

Для блока Т-110/120-130 рассчитана технико-экономическая эффективность установки ГТУ со сбросом газов в энергетический котел и глубоким охлаждением уходящих газов ГТУ. Оценка проводилась на основе вариантных расчетов тепловой схемы блока ПГУ-ТЭЦ. Результаты приведены в табл. 1.

Показатели экономичности включения газоводяных подогревателей в тепловую схему ПГУ (при отключении паровой регенерации) приведены в табл. 2.

Таблица 2

Технико-экономические показатели включения газоводяных подогревателей в тепловую схему ТЭС при отключении паровой регенерации (ПВД)

Наименование

параметра

Обозначение

Размерность

Расчетная

формула

Количество отключаемых ПВД

1

2

3

Прирост электрической мощности

NЭ

МВт

из расчета тепловой схемы

6,61

10,21

15,52

Отпуск электрической энергии с шин ПГУ

ЭОТ

МВт·ч /год

(N – Nc.н)∙τ

13959,7

14232,9

14637,2

Выработка электроэнергии на ПГУ

Э

МВт·ч /год

N∙τ

14612,2

1488,4

15289,7

Расход электроэнергии на собственные нужды, относимые к выработке электрической энергии.

ЭэСН

МВт·ч /год

(Nc.н – N)∙τ

458,660

458,660

458,660

Расход топлива на выработку электроэнергии

rostunc01.wmf

кг у.т. /с

rostunc02.wmf

18

18

18

Удельный расход топлива на выработку электроэнергии

bэ

кг усл.топл. /кВт·ч

rostunc03.wmf

176,4

173

168,2

КПД по выработке электроэнергии

ηэ

доли

rostunc04.wmf

0,697

0,71

0,73

rostunzov2a.tif rostunzov2b.tif

а)                                                    б)

rostunzov2c.tif

в)

Рис. 2. Технико-экономические показатели внедрения ГВП при отключении ПВД: а) одного ПВД; б) двух ПВД; в) трех ПВД. Обозначение:

rostunzov2d.tif

rostunzov3.tif

Рис. 3. Чистый дисконтированный доход при отключении паровой регенерации (ПВД) и вводе газоводяного подогревателя

Методика оценка эффективности

Методика оценка эффективности включения ГВП в тепловую схему ПГУ разработана на основе оценки интегрального эффекта и определяет следующие показатели:

1. Капиталовложения, руб.:

Кt = SГВП∙Ц, (1)

где SГВП – площадь ГВП, м2;

Ц – стоимость единицы поверхности ГВП, руб./м2.

2. Затраты на каждом шаге расчета, руб.

Зt = 0,15∙Кt (2)

3. Результаты, достигаемые на каждом шаге расчета, руб.

Rt = ∆bЭ∙NЭ∙Цт + ∆NЭ ∙hУСТ∙ТЭ, (3)

где ∆bЭ – экономия топлива при включении в систему регенерации ГВП, грамм усл. топл./кВт·ч;

NЭ – отпущенная электроэнергия, кВт;

Цт – цена топлива, руб./тонн. усл. топл;

∆NЭ – увеличение электрической мощности при включении в систему регенерации ГВП и отключении ПВД, кВт;

ТЭ – тариф на электроэнергию;

hУСТ – число часов, используемой мощности, ч /год.

4. Интегральный эффект достигаемый на каждом шаге расчета

ЭИНТ = (Rt – Зt∙αt) – Kt∙αt, (4)

где αt – коэффициент дисконтирования: αt = (1 + Е) – (t – tстр),

Е = 0,08 норма дисконта.

Горизонт расчета принят 9 лет. Результаты расчета приведены на рис. 2–3.

Выводы

Внедрение парогазовых технологий на ТЭС является перспективным направлением модернизации действующего оборудования станций. Оно позволяет увеличить выработку электрической энергии при сравнительно низких капитальных вложениях. При этом улучшаются показатели тепловой экономичности станции такие как: КПД по выработке электрической энергии увеличивается до 40 и более процентов, снижается удельный расход условного топлива на выработку электрической энергии (менее 300 грам. усл. топл./кВт∙ч). Замена паровой регенерации на газоводяную в действующем цикле станции позволяет получить прирост дополнительной электрической мощности; увеличение КПД и снижение удельного расхода топлива по выработке электроэнергии. Полная замена паровой регенерации высокого давления на газоводяную позволит повысить интегральный эффект от модернизации оборудования на 16 млн руб.


Библиографическая ссылка

Ростунцова И.А., Шевченко Н.Ю. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВНЕДРЕНИЯ ПАРОГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ НА ДЕЙСТВУЮЩЕМ ОБОРУДОВАНИИ ТЭС // Международный журнал прикладных и фундаментальных исследований. – 2015. – № 9-3. – С. 480-483;
URL: https://www.applied-research.ru/ru/article/view?id=7353 (дата обращения: 21.04.2021).

Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»
(Высокий импакт-фактор РИНЦ, тематика журналов охватывает все научные направления)

«Фундаментальные исследования» список ВАК ИФ РИНЦ = 1.074