Специфические условия развития теплофикации в современных рыночных условиях. Сравнительный анализ вариантов парогазовых установок, страница 44

На рис. 6 приведены зависимости между КПД дополнительной выработки электроэнергии и относительным увеличением полезной мощности энергоблока, определенной в долях от номинальной мощности используемой ГТУ на базе авиационного двигателя АЛ-31СТЭ для двух вариантов:

с частичным окислением (для четырех значений инжектируемого пара в тракт ГТУ);

со сбросом продуктов сгорания в топку котла.

Рис. 6. Показатели надстройки на базе авиационного двигателя АЛ-31СТАЯ (N_{ГТУ, 0} = 19,6 МВт). Режимы; А - без регенерации; Б - максимальной мощности; В - максимального КПД дополнительной выработки энергии.

G_inj, кг/с: 1 – 0; 2 – 4,6; 3 – 8,2; 4 – 19,0

Рис. 7. Показатели надстройки ш базе стационарной ГТУ W251В12 Вестингауз N_{ГТУ, 0} = 48,5 МВт)

Режимы: А - без регенерации; Б - с регенератором, максимальная мощность. ГТУ: 1 - оптимально спроектированная; 2 - существующая W251В12

При этом изменение полезной мощности и соответственно КПД достигается вследствие вытеснения паровой регенерации в ПТУ и установки дополнительного подогревателя питательной воды на уходящих дымовых газах (байпас воздухоподогревателя). Доля подогрева питательной воды теплом уходящих газов возрастает в направлении от точки А к точке Б.

На рис. 7 приведены аналогичные зависимости для надстройки стационарной ГТУ на базе W251В12 фирмы «Вестингауз».

Результаты технико-экономического анализа

Анализ, выполненный ИВТАН совместно с Институтом «Мосэнергопроект», по размещению газотурбинных надстроек на существующих электростанциях показал, что, в лучшем случае, можно говорить об установке одной ГТУ на котел. Установка двух или трех ГТУ на один котел маловероятна. Как указывалось выше, наиболее предпочтительной мощностью устанавливаемой ГТУ является 0,5...0,75 от потенциально возможной по пропускной способности газового тракта котла. Так, для паротурбинного энергоблока 315 МВт с технологией частичного окисления потенциально возможна ГТУ-надстройка мощностью 100 МВт, а с технологией сброса продуктов сгорания в топку котла - около 60 МВт.

Таблица 4. Относительные удельные капитальные затраты на полезную мощность, %

*Вариант максимального КПД установки;

**Вариант максимальной удельной мощности установки. Примечание. Полезная мощность рассчитывалась по формуле N_пол = N_∑ - N₀, где N_∑ - мощность ГТУ+ПТУ после модернизации; N₀ - мощность ПТУ до модернизации.

Эффективность сравниваемых вариантов определялась по стоимости генерируемой электроэнергии при следующих упрощающих предпосылках и исходных данных:

1.Капитальные затраты по всем вариантам приведены  к одному  году  сравнения без  дисконтирования (предположение не в пользу ГТУ-над строек, имеющих меньший срок сооружения).

2.Капитальные затраты по всем вариантам, а также все текущие затраты, включая стоимость топлива, выражались в долях (Кэ) от удельных капитальных затрат в паротурбинную электростанцию на газомазутном топливе, принимаемую за эталон. Относительные капитальные затраты по всем вариантам приведены в табл. 4.

3.Для того чтобы исключить из расчетов оценку остаточной ликвидационной стоимости ПТУ предполагалось, что остаточный срок эксплуатации модернизированных паротурбинных блоков совпадает со сроком службы ГТУ-надстройки.

4.При расчете эксплуатационных затрат принимались следующие годовые отчисления от капитальных затрат:

Амортизация энергоблоков, включая реновацию и капитальный ремонт да, % Кэ

паротурбинных                         7

газотурбинных                          8

текущий ремонт др                 0,2 да

Зарплата производственного персонала

(при штатном коэффициенте

1 чел/МВт) дз................                      0,01 Кэ

Общестанционные

издержки (кроме