Газотурбинные надстройки тэц реферат
Обновлено: 19.05.2024
Газотурбинная электростанция (ГТЭС) (с парогазовыми установками).
(название темы реферата)
Проверил: ст. преподаватель
студент группы П-271
Реферат защищен с оценкой
Автор: Коваленко М.А., студент 2 курса энергетического факультета ЮУрГУ.
На основе литературных данных в работе рассмотрены такие элементы Газотурбинной электростанции, как: структурная схема, назначение и работа элементов схемы. КПД установки, сравнение с другими станциями. Выводы автора могут быть полезны для понимания работы Газотурбинной электростанции.
1 ТИПОВАЯ СХЕМА АГРЕГАТА 5
1.1 Как работает газотурбинная установка 6
2 ОСНОВНЫЕ ВИДЫ ГАЗОТУРБИННЫХ АГРЕГАТОВ 7
2.1 Преимущества и недостатки ГТЭС 8
3 ГТЭС КОМБИНИРОВАННОГО ЦИКЛА 9
4 ОБЩИЕ СХЕМЫ УСТАНОВОК И ИХ ОБЪЯСНЕНИЯ (ТЕОРИЯ) 10
7 РЕКОМЕНДАЦИИ 15
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 16
Газотурбинная электростанция — современная высокотехнологичная установка, генерирующая электричество и тепловую энергию. В основе газотурбинной электростанции лежит один или несколько газотурбинных двигателей - силовых агрегатов, механически связанных с электрогенератором и объединенных системой управления в единый энергетический комплекс. Электростанция с газовой турбиной может иметь электрическую мощность от двадцати киловатт до сотен мегаватт. Также он способен отдавать потребителю значительное количество (вдвое больше электроэнергии) тепловой энергии, если на выходе турбины установлен котел-утилизатор; в данном случае агрегат называется ГТУ-ТЭЦ.
1 ТИПОВАЯ СХЕМА АГРЕГАТА
Типичный газотурбинный агрегат — это тепловой двигатель, в котором используется теплоноситель в газообразном состоянии, нагретый до высокой температуры. В результате определенных процессов, о которых будет сказано ниже, его энергия превращается в механическую. Конструкция такой силовой установки состоит из следующих частей: компрессора, камеры сгорания и самой газовой турбины. Взаимодействие этих компонентов и их управление в процессе работы обеспечивается специальными вспомогательными системами, входящими в конструкцию станции. Газотурбинный агрегат
Газотурбинная установка (ГТУ) состоит из двух основных частей - это силовая турбина и генератор, которые размещаются в одном корпусе. Поток газа высокой температуры воздействует на лопатки силовой турбины (создает крутящий момент). Утилизация тепла посредством теплообменника или котла-утилизатора обеспечивает увеличение общего КПД установки.
ГТУ может работать как на жидком, так и на газообразном топливе. В обычном рабочем режиме - на газе, а в резервном (аварийном) - автоматически переключается на дизельное топливо. Оптимальным режимом работы газотурбинной установки является комбинированная выработка тепловой и электрической энергии. ГТУ может работать как в базовом режиме, так и для покрытия пиковых нагрузок.
Простая газотурбинная установка непрерывного горения и устройство её основных элементов
Принципиальная схема простой газотурбинной установки показана на рисунке 1.
Рисунок 1. Принципиальна схема ГТУ: 1 - компрессор; 2 - камера сгорания; 3 - газовая турбина; 4 – электрогенератор
Компрессор 1 засасывает воздух из атмосферы, сжимает его до определенного давления и подает в камеру сгорания 2. Сюда же непрерывно поступает жидкое или газообразное топливо. Сгорание топлива при такой схеме происходит непрерывно, при постоянном давлении, поэтому такие ГТУ называются газотурбинными установками непрерывного сгорания или ГТУ со сгоранием при постоянном давлении.
Горячие газы, образовавшиеся в камере сгорания в результате сжигания топлива, поступают в турбину 3. В турбине газ расширяется, и его внутренняя энергия преобразуется в механическую работу. Отработавшие газы выходят из турбины в окружающую среду (в атмосферу).
Часть мощности, развиваемой газовой турбиной, затрачивается на вращение компрессора, а оставшаяся часть (полезная мощность) отдается потребителю. Мощность, потребляемая компрессором, относительно велика и в простых схемах при умеренной температуре рабочей среды может в 2-3 раза превышать полезную мощность ГТУ. Это означает, что полная мощность собственно газовой турбины долгий быть значительно больше полезной мощности ГТУ.
Так как газовая турбина может работать только при наличии сжатого воздуха, получаемого только от компрессора, приводимого во вращение турбиной, очевидно, что пуск ГТУ должен осуществляться от постороннего источника энергии (пускового мотора), с помощью которого компрессор вращается до тех пор, пока из камеры сгорания не начнет поступать газ определённых параметров и в количестве, достаточном для начала работы газовой турбины.
Из приведенного описания ясно, что газотурбинная установка состоит из трех основных элементов: газовой турбины, компрессора и камеры сгорания. Рассмотрим принцип действия и устройство этих элементов.
Турбина. На рисунке 2 показана схема простой одноступенчатой турбины. Основными частями её являются; корпус (цилиндр.) турбины 1, в котором укреплены направляющие лопатки 2, рабочие лопатка 3, установленные по всей окружности на ободе диска 4, закрепленного на валу 5. Вал турбины вращается в подшипниках 6. В местах выход вала из корпуса установлены концевые уплотнения 7, ограничивающие утечку горячих газов из корпуса турбин. Все вращающиеся части, турбины (рабочие лопатки, диск, вал) составляют её ротор. Корпус с неподвижными направляющими лопатками и уплотнениями образует статор турбины. Диск с лопатками образует рабочее колесо.
Рисунок 2. Схема одноступенчатой турбины
Совокупность ряда направлявших и рабочих лопаток называется турбинной ступенью. На рисунке 3 вверху изображена схема такой турбинной ступени и внизу дано сечение направляющих и рабочих лопаток цилиндрической поверхности а-а, развернутой затем на плоскость чертежа.
Рисунок 3. Схема турбинной ступени
Направляющие лопатки 1 образуют в сечении суживающиеся каналы, называемые соплами. Каналы, образованные рабочими лопатками 2, также обычно имеют суживающуюся форму.
Горячий газ при повышенном давлении поступает в сопла турбины, где происходит его расширение и соответствующее увеличение скорости. При этом давление и температура газа падают. Таким образом, в соплах турбины совершается преобразование потенциальной энергии газа в кинетическую энергии. После выхода из сопел газ попадает в межлопаточные каналы рабочих лопаток, где изменяет свое направление. При обтекании газом рабочих лопаток давление на их вогнутой поверхности оказывается большим, чем на выпуклой, и под влиянием этой разности давлений происходит вращение рабочего колеса (направление вращение на рисунке 3 показано стрелкой u). Таким образом, часть кинетической энергии газа преобразуется на рабочих лопатках в механическую оказаться недопустимей по соображениям прочности рабочих лопаток или диска турбины. В таких случаях турбины выполняются многоступенчатыми. Схема многоступенчатой турбины показана на рисунке 4.
Турбина состоит из ряда последовательно расположенных отдельных ступеней, в которых происходит постепенное расширение газа. Падение давления, приходящееся на каждую ступень, а, следовательно, и скорость с1 в каждой ступени такой турбины, меньше, чем в одноступенчатой. Число ступеней может быть выбрано таким, чтобы при заданной окружной скорости и было получено желаемое отношение .
Компрессор. Схема многоступенчатого осевого компрессора изображена на рисунке 5.
Его основными составными частями являются: ротор 2 с закрепленными на нем рабочими лопатками 5, корпус 7 (цилиндр.), к которому крепятся направляющие лопатки 6 и концевые уплотнения 2, и подшипники 3. Совокупность одного ряда вращающихся рабочих лопаток и одного ряда расположенных за ними неподвижных направляющих лопаток называется ступенью компрессора. Засасываемый компрессором воздух последовательно проходит через следующие элементы компрессора, показанные на рисунке 5: входной патрубок 1, входной направляющий аппарат 4, группу ступеней 5, 6, спрямляющий аппарат 8, диффузор 9 и выходной патрубок 10.
Рисунок 6. Схема ступени осевого компрессора
Камера сгорания
Назначение камеры сгорания заключается в повышения температуры рабочего тела за счет сгорания топлива в среде сжатого воздуха. Схема камеры сгорания показана на рисунке 7.
Рисунок 7. Камера сгорания
Сгорание топлива, впрыскиваемого через форсунку 1, происходит в зоне горения камеры, ограниченной жаровой трубой 2. В эту зону поступает только такое количество воздуха, которое необходимо для полного и интенсивного сгорания топлива (этот воздух называемся первичным).
Поступающий в зону горения воздух проходит через завихритель 3, который способствует хорошему перемешиванию топлива с воздухом. В зоне горения температура газов достигает 1300. 2000°С. По условиям прочности лопаток газовых турбин такая температура недопустима. Поэтому получающиеся в зоне горения камеры горячие газы разбавляются холодным воздухом, который называется вторичным. Вторичный воздух протекает по кольцевому пространству между жаровой трубкой 2 и корпусом 4. Часть этого воздуха поступает к продуктам сгорания через окна 5, а остальная часть смешивается с горячими глазами после жаровой трубы. Таким образом, компрессор должен подавать в камеру сгорания в несколько раз больше воздуха, чем необходимо для сжигания топлива, а поступающие в турбину продукты сгорания получаются сильно разбавленными воздухом и охлажденными.
Простая газотурбинная установка прерывистого горения
Схема установка прерывистого горения (со сгоранием при постоянном объеме) такая же, что и для установки с изобарным подводом теплоты, и показана на рисунке 1. Эта ГТУ отличается от установи непрерывного горения устройством камеры сгорания (рисунок 8).
Рисунок 8. Камера прерывистого горения: 1-воздушный клапан; 2-топливный клапан; 3-свеча зажигания; 4-сопловой (газовый) клапан.
Камера сгорания ГТУ прерывистого горения имеет клапаны 1, 2 и 4, которые управляются особым распределительным механизмом,
Представим себе, что в некоторый момент времена все клапаны закрыты, и камера заполнена смесью воздуха и топлива. При помощи свечи зажигания 3 смесь воспламеняется и давление в камере повышается, так как сгорание происходит при постоянном объеме. При достижении определенного давления открывается клапан 4 и продукты сгорания поступают к соплам турбины, в которых происходит расширение газа. Давление в камере сгорания падает. После того, как давление в камере упадет до определенной величины, автоматически открывается воздушный клапан 1 и происходит продувка камеры свежим воздухом. Этот воздух проходит также через турбину и охлаждает её лопаточный аппарат.
В конце продувки сопловой клапан 4 закрывается и камера сгорания заполняется сжатым воздухом из компрессора. При работе на газообразном топливе в это же время через клапан 2 подается горючий газ. Этот процесс называется зарядкой камеры. По окончании зарядки закрываются все клапаны и происходит вспышка. Далее цикл повторяется.
Процесс изменения с течением времени давления в камере за весь цикл показан на рисунке 9.
Рисунок 9. Изменение давления в зависимости от времени в камере сгорания
Здесь АВ - вспышка; ВС - расширение; СД - продувка и ДА - зарядка. По данным Хольцварта весь цикл совершается приблизительно за 1,5 с. В этих опытах давление в начале вспышки (т. А) было равно (3. 4) × 105 Па, а в конце вспышки (т. В) оно возрастало приблизительно до 15 × 105 Па.
Способы повышения экономичности ГТУ:
Существует рад способов повышения экономичности ГТУ:
1) за счет применения регенерации тепла отработавших в турбине газов;
2) путем ступенчатого сжатия воздуха с промежуточным его охлаждением;
3) путем применения ступенчатого расширения с промежуточным подогревом рабочего газа;
4) путем создания сложных и многовальных установок, что дает возможность повысить экономичность ГТУ особенно при работе на частичных нагрузках;
5) путем создания комбинированных установок работающих по парогазовому циклу в с поршневыми камерами сгорания;
Список использованных источников
1. Гительман Л. Д, Ратников Б.Е. Энергетический бизнес. - М.: Дело, 2006. - 600 с.
2. Основы энергосбережения: Учеб. пособие / М.В. Самойлов, В.В. Паневчик, А.Н. Ковалев.2-е изд., стереотип. - Мн.: БГЭУ, 2002. - 198 с.
3. Стандартизация энергопотребления - основа энергосбережения / П.П. Безруков, Е.В. Пашков, Ю.А. Церерин, М.Б. Плущевский // Стандарты и качество, 1993.
В последнее время все большее внимание уделяется применению в энергетике газовых турбин малой и средней мощности. Одно из направлений их использования – это переоборудование котельных в мини-ТЭЦ.
В рамках федеральной целевой программы по энергосбережению создание мини-ТЭЦ рассматривается кк эффективное решение проблем электро- и теплоснабжения в масштабе небольших регионов, городов, поселков, промышленных предприятий и т.п.
Совместная работа газотурбинных установок с водогрейными и паровыми котлами в котельных позволяет обеспечить надежное электроснабжение собственных нужд, что в свою очередь повышает надежность теплоснабжения потребителей, а так же снизить удельные расходы топлива на единицу получаемой тепловой и электрической энергии.
При широкомасштабной реконструкции котельных с размещением в них газотурбинных установок (ГТУ) их суммарная установленная электрическая мощность только в котельных единичной теплопроизводительностью более 50 ГКал/ч в европейской части России (включая Урал) к 2010 г. может достичь 10 – 15 млн кВт [1].
Схемные решения установки ГТУ
Модернизация котельной может производиться двумя способами:
1. установка отдельных модулей ГТУ с газовыми подогревателями сетевой воды;
2. надстройка действующих водогрейных или паровых котлов газотурбинными установками.
В первом случае тепловая мощность котельной увеличивается, что целесообразно только при возрастании требуемой тепловой нагрузки. При постоянной работе ГТУ существующая часть котельной должна быть переведена в пиковый режим работы.
Во втором случае необходимо согласование характеристик ГТУ и котлов (расход выхлопных газов ГТУ, расход дымовых газов через котлы, производительность дымососов), при этом котлы реконструируются в котлы-утилизаторы (КУ).
Для котельных характерны три схемы включения ГТУ. Первая (рис. 1а) – это установка газовой турбины таким образом, чтобы выхлопные газы в полном объеме направлялись в горелки котла. При этом для сжигания топлива в котле достаточно воздуха оставшегося в выхлопных газах. При нехватке окислителя возможно дополнительное подключение дутьевого вентилятора. Вторая схема (рис. 1б) используется когда расход выхлопных газов через ГТУ превышает допустимый расход газа через котел. В этом случае выхлопные газы из турбины направляются в ГПСВ и после него разделяются на две части, одна из которых направляется в горелки котла, а другая - выбрасываться в дымовую трубу. Третья схема (рис. 1в) отличается от второй только тем, что выхлопные газы разделяются на две части сразу же после турбины и только потом направляются в ГПСВ и котел, стоящие в схеме параллельно.
В том случае, когда не требуется увеличение тепловой мощности котельной следует использовать первую схему включения ГТУ, не требующую дополнительных капитальных вложений на сооружение ГПСВ.
Особенности мини-ТЭЦ
Мини-ТЭЦ на основе газотурбогенераторов имеют следующие свойства:
• отсутствует непосредственная связь с котлом;
• необходимо применение утилизационного контура;
• высокий уровень шума;
• требуется дополнительное помещение.
Возникают так же проблемы с продажей электрической энергии в электросеть, и с лимитами потребления природного газа, т.к. внедрение ТГУ при сохранении тепловой нагрузки требует дополнительного топлива.
Экономическая эффективность применения ГТУ
Если сравнивать стоимость электроэнергии вырабатываемой на ГТУ (без учета утилизационного теплового контура), то она на 30% и более превышает стоимость электроэнергии, получаемой из централизованного источника [1].
Газовые турбины имеют небольшой КПД (0,22-0,37%), поэтому они должны использоваться только с утилизационными контурами.
Окупаемость модернизации котельной зависит от количества отпускаемой электроэнергии, от тарифов на электроэнергию, капитальных затрат, затрат на эксплуатацию и от числа часов с работы на больших тепловых нагрузках.
Наибольшая эффективность использования ГТУ обеспечивается при длительной работе с максимальной электрической нагрузкой.
Из результатов проведенных расчетов [2] следует, что выработка электрической энергии по отношению к тепловой составляет: 250-500 кВт/Гкал в режиме минимальной тепловой нагрузки ГТУ и 100-200 кВт/Гкал - при максимальной..
Выводы
1. При реконструкции действующих котельных необходимо использовать схемы, предусматривающие установку за ГТУ котлов-утилизаторов (водогрейных или паровых).
2. Следует учитывать, что дополнительное производство электрической энергии требует увеличение лимитов на поставку природного газа.
3. Наибольшая экономическая эффективность использования ГТУ обеспечивается при длительной работе при максимальной электрической нагрузке.
1. И.А.Смирнов, Л.С.Хрилев. Определение эффективности ввода газотурбинных агрегатов на площадках действующих котельных // Теплоэнергетика. 2000. № 12.
2. П.А.Березинец, Г.Е.Терешина, Л.Б.Вершинин. Варианты газотурбинной надстройки отопительных котельных // Энергетик. 1998. № 8.
3. А.Ильин. Сравнительные характеристики различных вариантов мини-ТЭЦ // Энергосбережение в Поволжье. Июль 2000 г.
4. В.И.Длугосельский, В.Я.Зубков. Надстройка водогрейных котельных газотурбинными установками //Теплоэнергетика. 1999. № 1.
5. А.М.Карасевич, Е.В.Сеннова, А.В.Федяев, О.Н.Федяева. Эффективность развития малых ТЭЦ на базе газотурбинных и дизельных энергоустановок при газификации регионов // Теплоэнергетика. 2000. № 12.
Появление на отечественном рынке энергетических газотурбинных установок (ГТУ) малой и средней мощности с неплохими экономическими показателями (КПД, габаритные размеры, стоимость) дает возможность реализовать комбинированную выработку тепла и электроэнергии в отопительных и промышленных теплоисточниках, использующих газообразное топливо.
При реконструкции отопительных котельных с использованием газотурбинных надстроек возникают следующие проблемы:
- вывод генерируемой электроэнергии (без этого об использовании ГТУ не может быть и речи);
- изыскание площади для размещения ГТУ (при отсутствии свободных площадей или неприемлемости других технических решений для размещения ГТУ использование их также невозможно);
- ограничение потребления природного газа (если разрешено потребление природного газа в количестве, достаточном только для обеспечения максимальной или более низкой тепловой нагрузки, то диапазон покрываемой ГТУ нагрузки сужается);
- необходимость повышения давления природного газа для ГТУ.
Модернизация отопительных котельных может выполняться двумя способами.
1. Посредством установки модулей ГТУ-ГПСВ (ГПСВ - газовый подогреватель сетевой воды) и интегрированием их в тепловую схему котельной. Фактически это расширение котельной, т.к. располагаемая тепловая мощность при этом увеличивается. Режим эксплуатации существующей части котельной в этом случае изменится из базового на пиковый. Выбор суммарной мощности модулей должен осуществляться при оптимальном коэффициенте теплофикации.
2. Посредством надстройки действующих водогрейных котлов газотурбинными установками. При этом способе необходимо согласование характеристик ГТУ и котлов. Это касается в первую очередь расхода выхлопных газов ГТУ, рас-
хода газов через водогрейные котлы и производительности дымососов. Возможны три схемы сопряжения ГТУ и водогрейного котла (рис. 1).
Первая - сбросная сбалансированная схема (рис. 1а), при которой весь расход выхлопных газов направляется в горелки водогрейного котла. Дополнительное топливо в водогрейном котле сжигается за счет воздуха, имеющегося в выхлопных газах ГТУ. При недостатке в них воздуха может быть использован дутьевой вентилятор. При отключении ГТУ сохраняется возможность работы котла на дутьевых вентиляторах. Перевод котла из комбинированного режима (с ГТУ) в автономный (с дутьевыми вентиляторами) наиболее просто осуществляется при остановленных ГТУ и котле переключением плотных газовых клапанов или заглушек.
Вторая - сбросная несбалансированная схема, когда расход выхлопных газов ГТУ превышает допустимый расход газов через котел.
За ГТУ можно установить ГПСВ, в котором выхлопные газы охлаждаются до температуры уходящих газов водогрейного котла. Необходимое для сжигания топлива количество газов направляется в горелки котла, а остальная часть выбрасывается в дымовую трубу. Сетевая вода нагревается в ГПСВ и водогрейном котле (рис. 1б). Тепловая нагрузка регулируется изменением расхода топлива в горелки водогрейного котла и необходимого для его сжигания расхода газов после ГПСВ.
В третьей схеме избыточная часть расхода выхлопных газов после ГТУ сбрасывается в ГПСВ, включенный параллельно водогрейному котлу (рис. 1в). Регулирование тепловой нагрузки осуществляется изменением расхода топлива в котле.
Для реализации последних двух схем необходимы дополнительные затраты на сооружение ГПСВ. Если не требуется увеличение тепловой мощности котельной, то в первую очередь должна рассматриваться сбалансированная схема.
Для иллюстрации использования ГТУ рассмотрим типичную районную отопительную котельную, оснащенную двумя котлами КВГМ-100, среднемесячная тепловая нагрузка которых в течение года представлена на рис. 2. График продолжительности действия тепловых нагрузок котельной и соответствующий ему график мощности ГТУ показан на рис. 3.
Котельная имеет возможность расширения за счет имеющихся свободных площадей и демонтажа неиспользуемого оборудования. На территории котельной есть место для размещения электротехнического оборудования, обеспечивающего передачу электроэнергии в энергосистему. Лимит потребления природного газа используется на 50%, т.к. расширение котельной остановлено из-за снижения темпов жилищного строительства. Избыточное давление природного газа, поступающего на территорию котельной, составляет 0,15 МПа, т.е. для работы ГТУ требуется установка дожимных компрессоров. Таким образом, котельная полностью удовлетворяет перечисленным условиям размещения в ней ГТУ. Показатели работы котельной, выполненной по сбалансированной схеме с использованием ГТУ различной мощности, представлены в табл. 1. В расчетах были приняты следующие температурные графики тепловой сети: зимний - 70/150 ОС, летний - 35/70 ОС.
При стоимости установленной газотурбинной мощности 600 долл. США/кВт фактический срок погашения 100% кредита (12 млн долл. США) на установку первой ГТУ составит 4 года. Однако для привлечения инвесторов следует ориентироваться на фактический срок погашения кредита до 2 лет, что также возможно, но при условии, если стоимость установленной мощности составляет менее 400 долл. США/кВт.
Таким образом, если в отопительной котельной имеются необходимые условия, то установка ГТУ с использованием сбалансированной или несбалансированной сбросной схемы может обеспечить существенный экономический эффект.
Газотурбинные и парогазовые ТЭЦ
Опыт разработки ГТУ-ТЭЦ показывает, что, не уступая паросиловым ТЭЦ по технико-экономическим показателям, ГТУ-ТЭЦ значительно дешевле по капитальным затратам, проще по устройству и эксплуатации.
Главная проблема при использовании ГТУ-ТЭЦ - определение оптимальной доли газотурбинной мощности в отпускаемой тепловой мощности и числа часов ее использования. Если ГТУ-ТЭЦ работает на потребителя с постоянной круглосуточной тепловой нагрузкой, то максимальная выгода владельцу обеспечивается в том случае, если все тепло отпускается от газотурбинных установок. Если же в течение года тепловая нагрузка изменяется значительно, ГТУ будет использоваться существенно меньшее число часов, что в свою очередь будет повышать себестоимость электроэнергии.
Основную роль при решении этой задачи играют технико-экономические показатели ГТУ и ее мощность. Совершенно очевидно, что если КПД ГТУ в автономном режиме сравним с КПД паросиловой ТЭЦ в конденсационном режиме, то преимущество ГТУ-ТЭЦ неоспоримо в любом случае.
Электрический КПД современных ГТУ составляет 34-37%. Он близок или даже выше КПД паротурбинных установок ТЭЦ докритического давления, работающих в конденсационном режиме. Выработка тепла не снижает этого КПД в отличие от паротурбинных установок, где электрическая мощность и КПД вследствие отборов пара на теплофикацию (особенно промышленных, при высоком давлении) значительно уменьшаются.
Для увеличения выработки тепла в периоды максимальных нагрузок могут использоваться основные котлы-утилизаторы ГТУ, которые для этого оснащаются горелками для сжигания дополнительного топлива. Дополнительное сжигание топлива, однако, так же как и уменьшение тепловой нагрузки (недоиспользование тепла отработавших в ГТУ газов), снижает эффективность ГТУ-ТЭЦ. Даже с учетом этого ГТУ наиболее привлекательны для промышленных ТЭЦ со значительной долей стабильной паровой нагрузкой, хотя экономически ГТУ-ТЭЦ могут быть выгодными и при резко переменном графике тепловой и электрической нагрузки.
Наиболее эффективным вариантом модернизации ТЭЦ является использование бинарных парогазовых установок. При такой схеме каждая ГТУ работает на свой котел-утилизатор, в котором генерируется и перегревается пар, поступающий, например, в общий коллектор и из него в имеющиеся паровые турбины.
Схема котла для ПГУ-ТЭЦ может быть упрощена путем замены контуров низкого и среднего давления газоводяным подогревателем сетевой воды. Выработка тепла в этом случае осуществляется за счет отборов пара из паровой турбины и в газоводяном подогревателе.
Сравнительная эффективность газотурбинных и парогазовых ТЭЦ с ГТУ средней мощности (70 МВт), используемых для покрытия одной и той же заданной тепловой нагрузки, характеризуется данными, приведенными в табл. 2. Расчеты выполнялись с учетом срока использования -40 лет, при мировых ценах на топливо, оборудование, электроэнергию и тепло. Результаты свидетельствуют, что все варианты ТЭЦ при разумных тарифах и ценах на топливо эффективны. Наилучшие финансово-экономические показатели имеют ГТУ-ТЭЦ и ПГУ-ТЭЦ с турбинами типа Т.
Газотурбинные установки с котлам-утилизаторами лучше всего располагать в новом главном корпусе на площадке действующей ТЭЦ. В этом случае старые котлы и часть паровых турбин могут сохраняться в резерве для покрытия пиковых нагрузок или использоваться при перерывах в газоснабжении (т.к. в котлах в качестве резервного топлива может использоваться мазут).
На многих ТЭЦ возможна пристройка блока ГТУ - котел-утилизатор со стороны временного торца главного корпуса, ввод его в действие и подключение к паровому коллектору, создание резерва паровой мощности и последующая поочередная замена энергетических котлов и паровых турбин на ГТУ и котлы-утилизаторы.
Различные варианты использования ГТУ и ПГУ на ТЭЦ могут получить широкое распространение. На ТЭЦ мощностью более 200 МВт (эл.), в топливном балансе которых природный газ занимает 90% или более, эксплуатируется около 300 паровых турбин мощностью 60-110 МВт. Часть из них можно и целесообразно заменить газовыми. При этом наибольшая выгода может быть получена, если такая замена будет осуществлена с увеличением электрической мощности ТЭЦ (при постоянной тепловой нагрузке оптимально увеличение мощности в 2-2,5 раза).
Трудности, возникающие при техническом перевооружении котельных и ТЭЦ с использованием газотурбинных и парогазовых технологий, в основном связаны: со стесненностью площадок, необходимостью вывода увеличенной мощности и обеспечения надежной круглогодичной подачи природного газа (или резервирования дизельным топливом), минимизацией капитальных вложений.
На ТЭЦ возможны газотурбинные надстройки различных типов. При сравнительно небольшой единичной паропроизводительности котлов старых ТЭЦ для этой цели можно использовать ГТУ мощностью 15-30 МВт с расходами газов 65-100 кг/с. Надстройки увеличивают выработку электроэнергии на тепловом потреблении. Их эффективность по финансово-экономическим показателям необходимо оценивать в каждом конкретном случае.
Выгода от внедрения газотурбинных и парогазовых технологий для технического перевооружения ТЭЦ будет максимальной в том случае, если будут использованы газовые турбины отечественного производства.
При благоприятном решении организационно-технических и хозяйственных вопросов, связанных с внедрением ГТУ в энергетику, их использование позволит в 1,5-2 раза снизить издержки на производство электроэнергии и тепла.
Авторские права на размещенные материалы принадлежат авторам
© Тригенерация.ру - Портал по тригенерации, когенерации и мини-ТЭЦ, 2007 - 2022
о проекте, карта сайта, E-mail:
Возрастная категория Интернет-сайта "18+"
Читайте также: