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
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 – Ncн)∙τ |
458,660 |
458,660 |
458,660 |
Расход топлива на выработку электроэнергии |
|
кг у.т. /с |
|
18 |
18 |
18 |
Удельный расход топлива на выработку электроэнергии |
bэ |
кг усл.топл. /кВт·ч |
|
176,4 |
173 |
168,2 |
КПД по выработке электроэнергии |
ηэ |
доли |
|
0,697 |
0,71 |
0,73 |
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.:
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://applied-research.ru/ru/article/view?id=7353 (дата обращения: 17.08.2024).