Scientific journal

International Journal of Applied and fundamental research

ISSN 1996-3955

ИФ РИНЦ = 0,593

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.

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

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)

а)                                                    б)

в)

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

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.:

К_t = S_ГВП∙Ц, (1)

где S_ГВП – площадь ГВП, м²;

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

2. Затраты на каждом шаге расчета, руб.

З_t = 0,15∙К_t (2)

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

R_t = ∆b_Э∙N_Э∙Ц_т + ∆N_Э ∙h_УСТ∙Т_Э, (3)

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

N_Э – отпущенная электроэнергия, кВт;

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

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

Т_Э – тариф на электроэнергию;

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

4. Интегральный эффект достигаемый на каждом шаге расчета

Э_ИНТ = (R_t – З_t∙α_t) – K_t∙α_t, (4)

где α_t – коэффициент дисконтирования: α_t = (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.