Партнерский проект с компанией Руспроектэксперт

Тел.: 8-495-771-14-07

Проектирование


ОПТИМАЛЬНЫЕ ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ПАРОГАЗОВЫХ ТЭЦ

Как уже отмечалось, комбинированные парогазовые циклы с точки зрения тепловой экономичности являются более совершенными, чем паросиловые установки (ПСУ). Применительно к теплофикационным агрегатам это находит свое выражение в улучшении двух основных показателей, которые характеризуют комбинированную схему энергоснабжения: удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении и удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии. Так, например, для ПГУ с ВПГ на базе турбоагрегатов типов Т-100-130 и ГТ-35/44-770 увеличение среднего значения удельной выработки на тепловом потреблении за отопительный период составит около 28 кВт-ч/ГДж (120 кВт-ч/Гкал), или 20% соответствующего значения для блока ПСУ с той же турбиной, и уменьшение удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии 5 г у. т. на 1 кВт-ч при одинаковом расходе топлива на отпуск тепла. Это определяет суммарную экономию топлива в размере 8%.

Кроме повышения термодинамической эффективности цикла применение парогазовых установок обеспечивает и существенное снижение удельных капиталовложений в строительство теплоэлектроцентрали: для ПГТЭЦ мощностью порядка 400 МВт оно составляет около 25% для блоков с турбинами типа Р, 20%—с турбинами типа ПТ и 10—15% —с турбинами типа Т.

Данные, показывающие целесообразность применения ПГТЭЦ, приведены в табл. 9-2. Они получены при условии, когда выравнивание разных вариантов по тепловой нагрузке производится от ТЭЦ с одним и тем же составом оборудования. В данном случае рассмотрение проведено применительно к турбоагрегату типа Т-100-130, поскольку по анализу эффект относительно слабо зависит от вида тепловой нагрузки и типа паровых турбин, установленных на ТЭЦ. Как видно из табл. 9-2, переход на парогазовые циклы оказывается абсолютно эффективным.


В качестве экономических показателей выбора областей использования ГТУ и ПГУ могут быть использованы значения годового экономического эффекта, отнесенные на 1 кВт установленной мощности ГТУ и на 1 т у. т. Соответствующие показатели, полученные применительно к рассмотренным схемам использования ГТУ, приведены в табл. 9-3. Анализ полученных данных показывает, что при учете ограничений на производство ГТУ наиболее целесообразным является Использование газотурбинных агрегатов мощностью 35—45 МВт в составе ПГУ с ВПГ, а с большей единичной мощностью — в составе ГТЭЦ и комбинированных блоков. При наличии ограничений на расход газотурбинного топлива наиболее перспективными являются комбинированные блоки с использованием их в составе ПГТЭЦ для покрытия пиковых и в составе ГТЭЦ для обеспечения полупиковых электрических нагрузок объединенных электроэнергетических систем. Указанный вывод справедлив только в настоящее время, поскольку наиболее перспективным направлением развития ПГУ является создание установок на твердом топливе, работающих на продуктах газификации или использующих ВПГ с топкой «кипящего» слоя и высокотемпературной очисткой газов.


Применительно к ПГУ, работающих на жидких видах топлива, годовой эффект на 1 т у. т. составит 8 и 4,5 руб. соответственно для сбросной ПГУ с НПГ и ПГУ с ВПГ. Эти цифры характеризуют и предельную разницу в замыкающих затратах на газотурбинное топливо и мазут, при которой экономически оправдывается переход на парогазовые циклы при условии работы газовой ступени на газотурбинном топливе на протяжении всего отопительного периода. Однако при любой структуре топливно-энергетического баланса страны такие станции в не отопительный период будут являться потребителями более дешевого сбросного, или так называемого летнего газа, что приведет к существенному возрастанию этого предела.

Технико-экономические преимущества парогазовых циклов по сравнению с паросиловыми обеспечивают и снижение нижней границы тепловых нагрузок, при которой оправдывается обеспечение теплоснабжения потребителей от ТЭЦ, до значения около 1700 ГДж/ч (400 Гкал/ч).

Использование ГТУ в схемах теплоэлектроснабжения должно привести к значительной экономии топлива, которая не может быть обеспечена при одинаковом уровне капиталовложений в энергетику другими средствами. При этом будет иметь место экономия мазута и природного газа, по крайней мере, за счет установок, работающих в переменной зоне графика электрических нагрузок. Даже в случае создания и успешной эксплуатации маневренных пылеугольных блоков экономия указанных видов топлива будет обеспечиваться при пиковом режиме работы газотурбинных установок.

В настоящее время электроэнергетика считается практически замыкающим потребителем топливно-энергетического баланса страны. Одной из причин этого является то, что при сооружении энергоисточников по традиционным схемам и решениям использование на них благородных видов топлива, в частности природного газа, обеспечивает существенно меньший эффект, чем в других отраслях народного хозяйства. Однако, как это видно из данных табл. 9-3, уже сегодня могут быть реализованы схемы с ГТУ (например, комбинированные блоки с агрегатами Т-175-130 и ГТ-100-750-2), для которых выделение благородного вида топлива обеспечит эффект, примерно в 2—3 раза превышающий эффективность использования природного газа в химии или металлургии. Это свидетельствует о целесообразности пересмотра сложившихся представлений о выделении топлива энергоисточникам.

Хрилев Л. С., Смирнов И. А./Оптимизация систем теплофикации и централизованного теплоснабжения/Под ред. Е. Я. Соколова.— М.: Энергия, 1978.

Экспертиза

на главную