Появление парогазотурбинных установок

 

2. Электрическая  часть и эл. схема парогазовых  турбин

 

Парогазовая установка - электрогенерирующая  станция, служащая для производства тепло - и электроэнергии. Отличается от паросиловых и газотурбинных  установок повышенным КПД⁵.

Парогазовая установка состоит  из двух отдельных установок: паросиловой  и газотурбинной. В газотурбинной  установке турбину вращают газообразные продукты сгорания топлива. Топливом может  служить как природный газ, так  и продукты нефтяной промышленности (мазут, солярка). На одном валу с  турбиной находится первый генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газотурбину, продукты сгорания отдают ей лишь часть своей энергии и на выходе из газотурбины все ещё имеют высокую температуру. С выхода из газотурбины продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают воду и образующийся водяной пар. Температура продуктов сгорания достаточна для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для использования в паровой турбине (температура дымовых газов около 500 градусов по Цельсию позволяет получать перегретый пар при давлении около 100 атмосфер) ⁶. Паровая турбина приводит в действие второй электрогенератор. Существуют парогазовые установки, у которых паровая и газовая турбины находятся на одном валу, в этом случае устанавливается только один генератор.

ТЭЦ - вид электростанций предназначен для централизованного  снабжения промышленных предприятий  и городов электроэнергией и  теплом. Являясь, как и КЭС, тепловыми  электростанциями, они отличаются от последних использованием тепла "отработавшего" в турбинах пара для нужд промышленного  производства, а также для отопления, кондиционирования воздуха и  горячего водоснабжения⁷. При такой комбинированной выработке электроэнергии и тепла достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным энергоснабжением, т.е. выработкой электроэнергии на КЭС и получением тепла от местных котельных. Поэтому ТЭЦ получили широкое распространение в районах (городах) с большим потреблением тепла и электроэнергии. В целом на ТЭЦ производится около 25% всей электроэнергии.

Особенности технологической  схемы ТЭЦ показаны на рисунке 1.0 (приложение 1). Части схемы, которые  по своей структуре подобны таковым  для КЭС, здесь не указаны. Основное отличие заключается в специфике  пароводяного контура и способе  выдачи электроэнергии.

 

Рисунок 1. Схема ПГТ: ГТУ - газотурбинная установка; ЭГ - электрогенератор; КУ - котёл-утилизатор; ПЕ - пароперегреватель; ИС - испаритель; ЭК - экономайзер; ГПК - газовый подогреватель конденсата; ВД - высокое давление; СД - среднее  давление; НД - низкое давление; ПН - питательный  насос; РН - насос рециркуляции; Д - деаэратор; ПТУ - паротурбинная установка; ЦВД - цилиндр высокого давления; ЦСД - цилиндр  среднего давления; ЦНД - цилиндр низкого  давления; К - конденсатор; СП - сетевой  подогреватель.

 

Специфика электрической  части ТЭЦ определяется расположением  электростанции вблизи центров электрических  нагрузок. В этих условиях часть  мощности может выдаваться в местную  сеть непосредственно на генераторном напряжении. С этой целью на электростанции создается обычно генераторное распределительное  устройство (ГРУ). Избыток мощности выдается, как и в случае КЭС, в  энергосистему на повышенном напряжении⁸.

Существенной особенностью ТЭЦ является также повышенная мощность теплового оборудования по сравнению  с электрической мощностью электростанции. Это обстоятельство предопределяет больший относительный расход электроэнергии на собственные нужды, чем на КЭС.

Размещение ТЭЦ преимущественно  в крупных промышленных центрах, повышенная мощность теплового оборудования в сравнении с электрическим  повышают требования к охране окружающей среды. Так, для уменьшения выбросов ТЭЦ целесообразно, где это возможно, использовать в первую очередь газообразное или жидкое топливо, а также высококачественные угли. Размещение основного оборудования станций данного типа, особенно для  блочных ТЭЦ, соответствует таковому для КЭС. Особенности имеют лишь те станции, у которых предусматривается  большая выдача электроэнергии с генераторного распределительного устройства местному потребителю. В этом случае для ГРУ предусматривается специальное здание, размещаемое вдоль стены машинного зала (рис.1.1) (приложение 2).

 

3. Расчеты  по внедрению парогазовых турбин

 

Основным преимуществом  новых технологий с использованием парогазовых турбин является то, что  экономический эффект достигается  без снижения надежности и маневренности  турбоустановок. По техническим условиям завода-изготовителя допускается дополнительный отбор пара в количестве до 50 т/ч  из пятого отбора на ПНД-3 сверх отбора на этот подогреватель без снижения надежности работы проточной части  турбины.

Эффективным и наименее затратным  способом, позволяющим обеспечить экономичный  подогрев потоков подпиточной воды теплосети и добавочной питательной воды котлов, является непосредственное использование для этой цели регенеративных подогревателей низкого давления (ПНД) ⁹.

Оценка тепловой экономичности  разработанных технологий проведена  по величине удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении  , кВтЧч/м³, получаемой за счет отборов пара на подогрев 1 м³ обрабатываемой воды:

 

, (1)

 

где - расход обрабатываемой воды, м³/ч; - мощность, затрачиваемая на привод насосов, перекачивающих воду или конденсат в схемах ВПУ, кВт,

 

, (2)

 

где - давление, создаваемое насосом, МПа; - расход учитываемого потока, кг/с; - КПД насоса;

- сумма мощностей, развиваемых  теплофикационной турбоустановкой  на тепловом потреблении за  счет отборов пара на подогрев  теплоносителей, кВт,

 

, (3)

 

где , - расход, кг/с, и энтальпия, кДж/кг, пара, используемого в качестве греющего агента на i-м участке схемы; - энтальпия свежего пара, кДж/кг; - электромеханический КПД турбогенератора;

- мощность, вырабатываемая на  тепловом потреблении за счет  отбора пара на условный эквивалентный  регенеративный подогреватель, кВт,

 

, (4)

 

где - расход пара на регенерацию, кг/с; - энтальпия условного эквивалентного регенеративного отбора, кДж/кг; - энтальпия j-го отбора, перед которым конденсат греющего пара смешивается с основным конденсатом турбины, кДж/кг.

Так, удельная выработка  электроэнергии на тепловом потреблении:

 

, (5)

 

где - энтальпия деаэрированной воды после вакуумного деаэратора, кДж/кг; - энтальпия воды после химического умягчения, кДж/кг; - энтальпия греющего агента, подаваемого в вакуумный деаэратор, кДж/кг; - энтальпия сетевой воды, подогреваемой в подогревателе греющего агента, кДж/кг; - энтальпия пара регенеративного отбора, кДж/кг; - энтальпия конденсата греющего пара после подогревателя греющего агента, кДж/кг; - КПД подогревателя греющего агента.

Для сравнения разработанных  решений, основанных на применении парогазовой  турбине, использована относительная  безразмерная величина, показывающая во сколько раз удельная выработка  электроэнергии за счет пара превышает значение , вырабатываемой паром производственного отбора. Введение данного показателя позволяет оценивать экономичность технологий различного назначения и соответственно с неодинаковыми температурными режимами. Так, на рис.2 представлена диаграмма относительной экономичности новых технологий с использованием парогазовой турбины¹⁰. Из диаграммы видно, что все разработанные технологии с применением парогазовой турбины по энергетической эффективности значительно превосходят типовые решения, предусматривающие подогрев теплоносителей паром производственного отбора.

 

Рис.2. Относительная величина удельной выработки электроэнергии для новых технологий с использованием парогазовой турбины

 

Результаты оценки энергетической эффективности новой технологии, предусматривающей использование  ПНД парогазовой турбины в  качестве подогревателя исходной подпиточной или добавочной питательной воды перед ВПУ, представлены на рис. 3.

 

Рис. 3. Удельная выработка  электроэнергии для технологий подогрева  исходной воды перед ВПУ:

1 – пар отопительного  отбора турбины;

2 – пар производственного  отбора;

3 – пар регенеративного  отбора

 

Из диаграммы видно, что  использование низкопотенциальных регенеративных отборов пара турбин ТЭЦ для подогрева теплоносителей ВПУ существенно повышает экономичность ТЭЦ даже в сравнении с достаточно эффективным способом с использованием в качестве греющей среды регулируемого парогазовых турбин.

Экономия условного топлива  ΔВ, определяется с помощью разности Δν_тф, (кВт·ч) /м³:

 

, (6)

 

где - удельный расход условного топлива на конденсационную выработку электроэнергии, кг/ (кВт^. ч); - удельный расход условного топлива на теплофикационную выработку электроэнергии, кг/ (кВт^. ч); - общий расход подготавливаемой воды в исследуемом режиме, м³.

При расчете энергетической эффективности технологий подготовки воды необходимо учитывать затраты  топлива на выработку в котле  дополнительного расхода пара В_доп, т/год, при повышении ν_тф

 

, (7)

 

где - разность расходов пара при использовании пара разных потенциалов для нагрева воды на одну и ту же величину, т/год; , - энтальпии свежего пара и питательной воды, кДж/кг; - теплота сгорания условного топлива, кДж/кг; - КПД парового котла.

Применение на ТЭЦ решения, показанного на рис.1, позволяет ежегодно экономить более 3000 тонн условного  топлива в расчете на ВПУ производительностью 2000 м³/ч.

По приведенной методике были произведены расчеты технико-экономических  показателей для блока парогазовой  турбины 21 ТЭЦ. Расчеты проводились  для двух вариантов: 1 котел и ПУ работают на природном газе; 2 котел работает на мазуте, ПУ на природном газе. Для обоих вариантов принималось 5000 часов использования установленной мощности в год. Экономия котельного топлива, составила: B< = 0.819 кг/с=14.74 тыс. т/год (5000 ч/год), стоимость которого 14.74-10³х120=1.769 млн. долл. /год. Общий КИТ блока около 90%. Затраты на топливо составила 33 и 25% от общих годовых затрат, а зарплата - 2.5-2.8%. Без учета налога прибыль составила 2.812 и 3.120 млн. долл., срок окупаемости 2.85 и 2.56 лет и рентабельность 25.83 и 29.48%.

С учетом налога на прибыль 30%: прибыль 1.97 и 2.18 млн. долл., срок окупаемости - 4.06 и 3.66 лет и рентабельность 16.88 и 18.96%.

Полученные данные говорят  о высокой эффективности внедрения  работы ПГТ.

Основным видом топлива  для парогазовых установок всех типов является природный газ. В  качестве резервного топлива в сравнительно небольших объема может использоваться дизельное и газотурбинное жидкое топливо. К настоящему времени в  России открыто более 700 газовых  газоконденсационных и газонефтяных месторождений, из которых разработку вовлечено около 300, подготовлено к промышленному освоению 60 и в стадии разведки находится более 200 месторождений.

 

Заключение

 

Для России наибольший интерес  представляют парогазовые установки  с котлами, сжигающими уголь в  кипящем слое под давлением. Эта  технология, внедренная на энергоблоках 80-350 МВт в Швеции, Японии и других странах, показала высокую надежность, обеспечила хорошие экономические  и экологические показатели. Расчетный  КПД энергоблоков с котлами КСД  составляет 42%. Одно из преимуществ  этих установок - малые габариты - дает возможность установки их в существующих помещениях ТЭС взамен демонтируемого старого оборудования и тем самым  проведения реконструкции на новой  технической базе.

Сжигание природного газа на ТЭС в будущем должно происходить  только на установках с современными технологиями использования топлива, например в парогазовых установках, газомазутных котлах с газотурбинными надстройками.

Парогазовые установки (в  англоязычном мире используется название combined-cycle power plant) - сравнительно новый тип генерирующих станций, работающих на газе или на жидком топливе. Принцип работы самой экономичной и распространенной классической схемы таков. Устройство состоит из двух блоков: газотурбинной (ГТУ) и паросиловой (ПС) установок. В ГТУ вращение вала турбины обеспечивается образовавшимися в результате сжигания природного газа, мазута или солярки продуктами горения - газами. Образовавшиеся в камере сгорания газотурбинной установки продукты горения вращают ротор турбины, а та, в свою очередь, крутит вал первого генератора.

В первом, газотурбинном, цикле  кпд редко превышает 38%. Отработавшие в ГТУ, но все еще сохраняющие высокую температуру продукты горения поступают в так называемый котел-утилизатор. Там они нагревают пар до температуры и давления (500 градусов по Цельсию и 80 атмосфер), достаточных для работы паровой турбины, к которой подсоединен еще один генератор. Во втором, паросиловом, цикле используется еще около 20% энергии сгоревшего топлива. В сумме кпд всей установки оказывается около 58%.