Парогазовые установки с впрыском пара ПГУ-STIG, страница 5

Анализ энергетической эффективности ТЭС с ПГУ и ГТУ.Вопрос о целесообразности сооружения энергоустановок того или иного типа должен решаться по результатам оценки их технических и экономических показателей. Однако применительно к условиям России в настоящее время отсутствуют достоверные значения некоторых показателей. Прежде всего, это относится к затратам на сооружение новых ПГУ-ТЭС и ГТУ-ТЭС и на техническое перевооружение функционирующих паротурбинных ТЭС с преобразованием их в ПГУ-ТЭС и ГТУ-ТЭС. Зарубежный опыт здесь не всегда применим. Поэтому окончательный выбор оптимального типа энергоустановки должен делаться по результатам детального технико-экономического сопоставления вариантов для каждой конкретной ТЭС.

Вместе с тем, определенные оценки конкурентоспособности возможных типов ПГУ-ТЭС и ГТУ-ТЭС можно сделать по результатам сопоставления показателей их энергетической эффективности. К числу основных показателей энергетической эффективности ПГУ-ТЭС и ГТУ-ТЭС относятся:

коэффициент полезного действия ТЭС с ПГУ или ГТУ;

коэффициент полезного использования тепла топлива;

удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении;

прирост электрической мощности на модернизируемых ТЭС и на ТЭЦ, создаваемых на базе котельных.

Результаты сопоставления вариантов в значительной мере зависят от принятых методических предпосылок и исходных данных. Для обеспечения сопоставимости результатов исследований принято следующее:

одинаковые во всех вариантах (кроме тех, где это оговорено особо) графики электрических и тепловых нагрузок, а соответственно и одинаковое время (продолжительность) использования установленной электрической и тепловой мощности;

одинаковый во всех вариантах с отпуском тепла удельный расход условного топлива на единицу отпущенного тепла (170 кг/Гкал);

одинаковая в вариантах ПГУ-ТЭС и ГТУ-ТЭС температура уходящих газов после энергетического котла или котла-утилизатора;

необходимость установки дожимного компрессора и учета расхода электрической энергии на сжатие природного газа в ряде рассматриваемых вариантов;

использование ограниченного количества типов газовых турбин для оценки показателей ПГУ-ТЭС и ГТУ-ТЭС разных типов.

Рассмотрен ряд характерных вариантов ТЭС с ПГУ и ГТУ:

КЭС и ТЭЦ, работающие на природном газе, с ПГУ утилизационного типа;

КЭС и ТЭЦ, работающие на двух видах топлива (например, природный газ и мазут), с ПГУ сбросного типа;

ТЭЦ, работающие на природном газе, с ГТУ, тепло уходящих газов которых используется для нагрева сетевой воды и (или) получения пара низких параметров.

Рассмотрен также в качестве основы для сопоставления паротурбинный блок с турбиной К-300-240, работающий на природном газе; КПД этого блока принят равным 38,8%.

Результаты расчетов для крупных КЭС, крупных ТЭЦ и ТЭЦ средней мощности приведены в таблице 1, из данных которой видно:

вариант КЭС с ПГУ утилизационного типа характеризуется достаточно высокими показателями тепловой экономичности по отпуску электрической энергии. У варианта КЭС с ПГУ сбросного типа прирост тепловой экономичности в 2,9 раза ниже. При модернизации функционирующей КЭС путем установки предвключенной газовой турбины прирост электрической мощности электростанции достигает 40%;

все рассмотренные варианты крупных ТЭЦ с ПГУ и ГТУ в теплофикационном режиме имеют весьма высокое значение КПД (72,3—85,3%). Наибольшее значение КПД среди ТЭЦ с ПГУ имеет вариант ТЭЦ с ПГУ утилизационного типа, однако первое место занимает ТЭЦ с ГТУ. В конденсационном режиме КПД имеет наибольшее значение (50,1%) в варианте ТЭЦ с ПГУ утилизационного типа; в других вариантах ТЭЦ значение КПД существенно ниже. Вариант ТЭЦ с ПГУ утилизационного типа имеет в 1,6—1,7 раза большую удельную выработку электроэнергии на тепловом потреблении, чем другие варианты крупных ТЭЦ. При установке на модернизируемой ТЭЦ ПГУ утилизационного типа имеется возможность увеличения электрической мощности в 4,5 раза при неизменной тепловой нагрузке. В случае реализации, на модернизируемой ТЭЦ ПГУ сбросного типа прирост электрической мощности составляет 20—40%;