ОПТИМИЗАЦИЯ ПРОФИЛЯ И СОСТАВА ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК
При рассмотрении комбинированной парогазовой установки как объекта оптимизации, прежде всего, важно учесть возможность получения на ней маневренной мощности, наличие которой оказывает существенное влияние на выбор тепловой схемы и основных параметров энергоустановки. При этом необходимо исходить из условия, что дополнительная мощность при совместной работе паровых и газотурбинных установок по маневренности не должна уступать автономной установке ГТУ и ее получение не должно приводить к уменьшению надежности паротурбинного оборудования. Поэтому целесообразен отказ от параллельной схемы подогрева питательной воды, принятой в ПГУ рассмотренных выше типов, и осуществление включения экономайзера высокого давления по тракту питательной воды до ПВД.
При номинальной загрузке ТЭЦ по теплу наибольшего внимания заслуживает вариант схемы с отводом вытесненного пара в сетевые подогреватели. Это связано с тем, что реализация большего прироста электрической мощности паровых турбин при отводе пара в конденсаторы потребует эксплуатации градирен в течение 2—4 или 16—18 ч/сут (в зависимости от требуемого режима работы по электрическому графику) с отключением на остальное время суток, что является недопустимым по условиям обледенения в зимний период для современных; типов градирен.
Расчеты показывают, что увеличение электрической мощности турбин типа Т-250-240 составит около 10%, других турбин типа Т на параметры 13 МПа (130 кгс/см2), 555°С — 6% и турбин типа ПТ — 1,5% при отводе вытесненного пара регенеративных отборов в сетевые подогреватели при одновременном увеличении тепловой мощности на 15—25%. Увеличение электрической мощности для турбин указанных типов при отводе вытесненного пара в конденсаторы составит около 14, 10 и 7% соответственно.
На показатели тепловой экономичности маневренной мощности ТЭЦ, кроме места отвода вытесненного пара регенеративных отборов, существенное влияние оказывает еще ряд факторов, к главным из которых относятся соотношение мощностей газовой и паровой ступеней цикла, характеристики газотурбинных агрегатов, длительность использования маневренной мощности и степень утилизации тепла уходящих газов ГТУ.
Влияние основных из указанных факторов на тепловую экономичность при длительности использования маневренной мощности 2000 ч/год показано на рис. 9-3. Из его построений следует, что маневренная мощность на ТЗЦ может характеризоваться большим диапазоном значений удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии (220—450 г у. т./кВт-ч). Это свидетельствует о необходимости выбора основных характеристик комбинированных блоков на основании технико-экономического анализа.
При рассмотрении использования в составе блока ГТУ, выполненных по сложным схемам, необходимо решение вопроса об утилизации тепла воздухоохладителей. Применительно к открытым схемам теплоснабжения эта задача может быть решена с использованием тепла воздухоохладителей обеих ступеней для подогрева сырой и деаэрированной подпиточной воды теплосети. Использование тепла воздухоохладителей обеспечит дополнительную экономию топлива на ТЭЦ за счет большего вытеснения водогрейных котлов. Однако это будет сопровождаться увеличением температуры сетевой воды на входе в сетевые подогреватели турбоустановки (на 9—10°С применительно к агрегатам Т-175-130 и ГТ-100-750-2), снижением электрической мощности и уменьшением дополнительной выработки электроэнергии по паровой ступени. В связи с этим осуществление утилизации тепла воздухоохладителей приводит к ухудшению технико-экономических показателей маневренной мощности.
Показатели тепловой экономичности маневренной мощности существенно зависят не только от продолжительности ее использования, но и от распределения пиков электрической нагрузки по отопительному периоду. В связи с отсутствием необходимых данных показатели комбинированных блоков на ТЭЦ определены в предположении, что при длительности использования маневренной мощности /г = 5004-2000 ч работа установки по рассматриваемой схеме будет осуществляться в течение трех наиболее холодных месяцев календарной продолжительностью около 3000 ч по 4—14 ч/сут и при h= =2000 ч — в течение всего отопительного периода по 16—18 ч в сутки.
Определение целесообразности получения дополнительной мощности на ПГТЭЦ должно проводиться по сравнению со специализированными установками, предназначенными для работы в аналогичной зоне графика электрической нагрузки. В качестве таких установок рассмотрены газотурбинные станции с агрегатами:
Анализ полученных данных показывает, что использование маневренной мощности на ПГТЭЦ является экономически целесообразным практически вне зависимости от типа сочетаний паровых и газотурбинных агрегатов, продолжительности ее использования и типа замещаемой станции. Показатели маневренной мощности существенно улучшаются по мере повышения техникоэкономических характеристик ГТУ.
Следует отметить, что в отличие от случаев установки ГТУ в составе ГТЭЦ (см. гл. 8) показатели маневренной мощности ПГТЭЦ относительно мало зависят от продолжительности ее исподьзования. Это определяет экономическую целесообразность получения дополнительной мощности на ТЭЦ в любом режиме, необходимом электроэнергетической системе для покрытия переменной части графика электрической нагрузки.
