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

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 06 Мая 2015 в 00:41, курсовая работа

Краткое описание

В промышленности электрическая энергия из тепловой получается путем промежуточного преобразования её в механическую работу. Превращение тепла в электричество с достаточно высоким кпд без промежуточного преобразования его в механическую работу было бы крупным шагом вперёд. Тогда отпала бы надобность в тепловых электростанциях, использовании на них тепловых двигателей, которые имеют относительно низкий кпд, весьма сложны и требуют довольно квалифицированного ухода при эксплуатации.

Содержание

Введение
Парогазовые установки
Оценка технико-экономической эффективности модернизации ГТУ-ТЭС с использованием парогазовой технологии
Экономическая целесообразность форсированного внедрения ПТУ и ГТУ при обновлении тепловых электростанций
Комплексный подход к строительству и реконструкции электростанций с применением ПУ и ПГУ
Отработка технических решений на собственных электростанциях – залог надежной работы оборудования у заказчика
Конденсационная парогазовая электростанция для надежного энергоснабжения промышленных потребителей
Реконструкция паротурбинных электростанций - эффективный путь перевооружения энергетики
Опыт эксплуатации газопаротурбинной установки ГПУ-16К с впрыском пара Теплофикационные парогазовые установки для замены устаревшего оборудования ТЭЦ ОАО «Ленэнерго»
Повышение эксплуатационных характеристик энергетических установок
Сравнение паросилового блока с Т-265 и энергоблока с двумя ПГУ-170Т
Масштабы внедрения ПГУ и ГТУ в среднесрочной перспективе

Прикрепленные файлы: 1 файл

Парогазовые установки.doc

— 509.00 Кб (Скачать документ)

C. Лапутько - ОАО «Ленэнерго»

В настоящее время оборудование теплофикационных паротурбинных установок ряда действующих ТЭЦ ОАО «Ленэнерго» выработало расчетный ресурс. Стоимость производства электрической и тепловой энергии на устаревших ТЭЦ значительно превышает средний показатель по энергосистеме и имеет тенденцию к дальнейшему увеличению. Чтобы обеспечить конкурентоспособность на рынке энергии, необходимо заменить устаревшее паротурбинное оборудование этих ТЭЦ на новое, более совершенное.

Мировой опыт показывает, что наиболее эффективными теплофикационными установками электростанций на органическом топливе являются парогазовые установки. Для них характерны высокая термическая эффективность, хорошие маневренные и экологические характеристики, высокая надежность и относительно низкая стоимость установленного киловатта.

Парогазовые установки, предназначенные для С.-Петербурга, должны быть адаптированы к особенностям работы энергосистемы Ленэнерго. Это существенная неравномерность суточного и недельного потребления электрической энергии; почти 100%-я доля природного газа в топливном балансе ТЭЦ; отсутствие на большинстве действующих ТЭЦ свободных площадей для размещения нового оборудования; жесткие требования к экологическим характеристикам теплофикационных установок.

Для выполнения предпроектных проработок по сооружению теплофикационных парогазовых установок была определена следующая очередность электростанций: Центральная ТЭЦ; ТЭЦ № 5; первые очереди ТЭЦ № 14 и № 15. При этом учитывалось состояние оборудования, а также существующие и ожидаемые нагрузки в зоне расположения ТЭЦ.

В районе расположения Центральной ТЭЦ (левобережная часть центра С.-Петербурга) наблюдается рост потребления тепловой и электрической энергии. По прогнозам, полезный отпуск электрической энергии составит здесь в 2005 году 1,4 млрд кВт'Ч, а в 2010-м -1,7 млрд. Отпуск тепловой энергии составит 18,4 и 19,9 млн ГДж соответственно.

Для покрытия прироста нагрузки электрогенерирующие мощности района должны быть увеличены примерно на 160 МВт.

Отмечается также значительная суточная и недельная неравномерность потребления электрической энергии. На рис. 1 приведен график производства и потребления электрической энергии в энергосистеме Ленэнерго в период максимальной нагрузки — 25 декабря 2001 года. Отношение минимальной величины электрической нагрузки к максимальной составляет 0,685. В выходные дни нагрузка снижается еще на 15%.

В настоящее время разница в нагрузке покрывается в основном за счет покупки электрической энергии на ФОРЭМ, что позволяет ТЭЦ работать на режиме, близком к номинальному. Однако пересмотр баланса электроэнергии и мощности в энергосистеме в ближайшем будущем потребует регулирования электрической мощности практически всех городских ТЭЦ С.-Петербурга.

Тепловая нагрузка в этом районе города также отличается заметной неравномерностью. В ночное время рабочих суток января отпуск тепловой энергии снижается на 16%, а в период максимального водозабора возрастает на 10% от ее номинального значения.

Район расположения Центральной ТЭЦ не имеет ЛЭП достаточной пропускной способности для получения электрической энергии от других электростанций энергосистемы.

Для решения проблемы могут быть рекомендованы теплофикационные парогазовые установки с котлами-утилизаторами (ПГУКУ). Они имеют максимально высокую термическую эффективность на конденсационных режимах и минимальную стоимость установленного киловатта среди всех типов парогазовых и паротурбинных установок. Кроме того, отличаются малыми габаритами.

Выбор основного оборудования для ПГУКУ ориентирован на отечественных производителей и на использование в составе ПГУ агрегатов, характеристики которых отвечают современным требованиям. Таким образом, для разработки теплофикационных ПГУ выбраны три газотурбинные установки: ГТЭ-160 производства СП Интертурбо (лицензионная версия установки V94.2 фирмы Siemens), ГТЭ-110 (совместная разработка НПО «Сатурн» и НПКГ «Зоря»-«Машпроект») и GT8C (компании Alstom).

Первоначально в качестве одной из основных газотурбинных установок для ПГУ рассматривалась ГТЭ-60 Ленинградского металлического завода. Однако в 2001 году завод объявил о прекращении работ по созданию этой ГТУ, поэтому в качестве третьей установки выбрана GT8C, основные энергетические параметры которой практически совпадают с характеристиками ГТЭ-60. В настоящее время продолжаются работы по созданию отечественных газотурбинных установок мощностью 60 МВт. Поэтому на последующих этапах разработок теплофикационных ПГУ представляется возможным вернуться к ГТЭ-60.

Котлы-утилизаторы и паровые турбины для ПГУ либо уже освоены отечественной промышленностью, либо без проблем могут быть изготовлены и поставлены на ТЭЦ. Не вызывает сомнений и возможность комплектации ПГУ таким серийным отечественным энергетическим оборудованием, как электрические генераторы, питательные насосы и др.

Принципиальная тепловая схема теплофикационной ПГУКУ приведена на рис. 2.

В состав ПГУ входит одна газовая турбина, котел-утилизатор и паровая турбина. При этом газовая и паровая турбины расположены на общем вал) и работают на один электрический генератор. Такое прогрессивное решение приводит к снижению капиталовложений.

Основным и резервным топливом ГТУ является природный газ. Дополнительное сжигание топлива перед котлом-утилизатором не предусматривается.

 

Основные характеристики ПГУ с котлом-утилизатором Таблица 1

 

ПГУ-75

ПГУ-160

ПГУ-230

 

+15°С

-2°С

+15°С

-2°С

+15°С

-2°С

Тип ГТУ

GT8C

ГТЭ-110

ГТЭ-160

Электрическая мощность, МВт

50,9

56,5

110

122

151,9

160

кпд,%

33,4

34,0

34,0

35,0

33,6

33,9

Расход топлива, кг/с

3,04

3,32

6,46

6,96

9,04

9,43

Температура выхлопных газов, °С

523

515

517

510

543

536

Мощность ПТ, МВт

- электрическая 

- тепловая

- полная

25,4 63,2 25,4

21,1 84,3

54,4 131,4 54,4

43,5 174,9

78,8 179,9 78,8

60,4 240,3

Мощность ПГУ, МВт

-электрическая 

-тепловая

- полная

76,3 76,3

77,6 65,8

143,4

164,4 164,4

165,5 138,6 304,1

230,7 230,7

220,4 187,8 408,2

Температура уходящих газов, °С

103

100

100

99

100

99

Термическая эффективность

0,51

0,871

0,517

0,881

0,519

0,873


 

Выхлопные газы ГТУ поступают в котел-утилизатор, включающий в себя контуры высокого и низкого давления. Оба контура работают на скользящем давлении пара. Полученный в котле-утилизаторе пар поступает в паровую турбину, имеющую два регулируемых отопительных отбора пара и конденсатор со встроенным теплофикационным пучком.

Установка подогрева сетевой воды включает в себя два ПСГ и пиковый сетевой подогреватель, выносной охладитель дренажа, водоводяной теплообменник, подключенный по сетевой воде параллельно с сетевыми подогревателями, а по конденсат)' — последовательно с газовым подогревателем конденсата (ГПК), и теплообменник на обратной сетевой воде. Он может по подпиточной воде подключаться и последовательно, и параллельно со встроенным пучком конденсатора.

 

Характеристики ПГУ- 75 на режимах разгрузки Таблица 2

 

вариант 1

вариант 2

вариант 3

Электрическая мощность ГТУ, кВт

доля от номинальной

35825

0,63

35825

0,63

35825

0,63

Электрическая мощность ПТ, кВт

доля от номинальной

17724

0,84

15505

0,735

13225

0,627

Тепловая мощность ПТ, кВт

доля от номинальной

48814

0,77

49582

0,785

44721

0,708

Тепловая мощность ВВТ, кВт

 доля от номинальной

1942

0,73

3252

1,23

10454

5,38

Электрическая мощность ПГУ, кВт

доля от номинальной

53549

0,7

51530

0,66

49050

0,63

Тепловая мощность ПГУ, кВт

доля от номинальной

50756

0,77

52834

0,803

55175

0,84

Коэффициент электрической мощности

0,51

0,507

0,47

Коэффициент использования теплоты топлива разница с номинальным, %

0,864

-0,7

0,863

-0,8

0,863

-0,8


 

Приведенная на рис. 2 тепловая схема обеспечивает оптимальные параметры рабочих тел и высокую термическую эффективность ПГУ практически на всех эксплуатационных режимах. Основные результаты расчета тепловой схемы парогазовой установки с котлом-утилизатором приведены в табл. 1. Расчеты выполнены при следующих исходных данных: сопротивление входного тракта ГТУ - 1 кПа, выхлопного тракта — 3 кПа, коэффициент электромеханических потерь в турбинах - 0,982 .

Анализ данных табл. 1 показывает, что на базе рассмотренных ГТУ могут быть созданы современные теплофикационные парогазовые установки электрической мощностью 230, 160 и 75 МВт. Тепловая мощность этих ПГУ равна соответственно 187, 138 и 65 МВт. На конденсационном режиме коэффициент использования теплоты топлива у парогазовых установок равен 0,51 ...0,519, тогда как у самых современных теплофикационных паротурбинных установок этот показатель составляет 0,4. Коэффициент электрической мощности у таких ПГУКУ равен 0,54, что на 30% выше, чем у лучших паротурбинных ТЭЦ.

Из табл. 1 видно, что на теплофикационных режимах термическая эффективность ПГУ с котлами-утилизаторами примерно на 5% ниже, чем у паротурбинных ТЭЦ. Поэтому в периоды спадов электрической нагрузки, продолжительность которых в энергосистеме Лен-энерго составляет 2800... 3000 ч/год, в первую очередь следует снижать электрическую мощность ПГУКУ.

Необходимость разгрузки обусловливается и тем, что тариф на электроэнергию в ночное время в 2,5 раза ниже, чем в остальное время суток.

Вместе с тем мировой опыт показывает, что регулировочный диапазон известных теплофикационных ПГУКУ близок к нулю. Этот серьезный недостаток приводит к значительным потерям теплоты топлива и трудностям в эксплуатации, Выполненные нами работы по увеличению регулировочного диапазона ПГУКУ позволили найти способ снижения электрической мощности теплофикационных ПГУ в периоды спадов электрической нагрузки при сохранении тепловой мощности на заданном уровне.

Предложенный способ включает в себя как известные, так и новые, разработанные нами варианты разгрузки ПГУКУ. К известным способам относятся: закрытие входного направляющего аппарата (ВНА) компрессора ГТУ, закрытие поворотной диафрагмы части низкого давления (ЧНД), включение пикового сетевого подогревателя. Новым является повышение давления в отопительных отборах турбины путем обвода сетевых подогревателей по воде. Этот способ предложен и опробован нами практически на всех типах отечественных теплофикационных паровых турбин.

Регулирование электрической мощности теплофикационных ПГУКУ реализуется следующим образом:

■ при снижении электрической нагрузки — закрывают ВНА компрессора, затем поворотную диафрагму ЧНД; включают в работу ПСП; повышают давление пара в отборах турбины путем обвода сетевых подогревателей по байпас-ному трубопроводу; конденсат греющего пара сетевых подогревателей (в обход газового подогревателя) направляют в деаэратор; газовый подогреватель конденсата переводят на подогрев сетевой воды с помощью водоводяного теплообменника и циркуляционного насоса;

■ при увеличении электрической нагрузки — открывают ВНА, поворотную диафрагму, выключают из работы ПСП; снижают давление в отборах турбины путем отключения байпасного трубопровода; конденсат направляют в газовый подогреватель; восстанавливают схему подогрева сетевой воды в сетевых подогревателях паровой турбины.

Этот способ не требует значительных изменений в тепловой схеме ПГУКУ и (или) установки дополнительного оборудования. Способ может быть реализован практически без финансовых затрат.

Основные результаты расчетов ПГУ-75 на режимах разгрузки приведены в табл. 2 и показаны на рис. 3. График иллюстрирует характер изменения электрической и тепловой мощности при использовании предложенного способа разгрузки ПГУКУ.

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