Парогазовые установки с впрыском пара ПГУ-STIG, страница 6

соотношения основных показателей энергетической эффективности вариантов ТЭЦ средней мощности примерно те же, что и для вариантов крупных ТЭЦ. Здесь также показатели ТЭЦ с ПГУ утилизационного типа превосходят показатели ТЭЦ с ПГУ сбросного типа;

КПД ТЭЦ средней мощности с ПГУ, созданных на базе или взамен котельных, в теплофикационной режиме находится на высоком уровне (73,1—79,3%). Возможность работы варианта ТЭЦ с ГТГ-16 и КВГМ-100 в конденсационном режиме не предусмотрена. Удельная выработка электрической энергии на тепловом потреблении, зависящая от принятого соотношения электрической и тепловой мощности ТЭЦ, очень низка (190 кВт-ч/Гкал) в варианте ТЭЦ с ГТГ-16 и КВГМ-100 и это серьезный недостаток данного варианта.

Следует заметить, что КПД ТЭЦ с ПГУ утилизационного типа мощностью 70 МВт несколько ниже возможного уровня для ПГУ такого типа из-за низкого уровня температуры продуктов сгорания на выходе из газовой турбины НК-37 (428 и 343°С при температуре наружного воздуха 15 и -30°С соответственно). Вырабатываемое в зимний период котлами-утилизаторами количество пара позволяет получить на паровой турбине мощность всего 6—10 МВт. Для обеспечения номинальной мощности паровой турбины в зимний период значение температуры продуктов сгорания на выходе из газовой турбины для расчетных условий должно быть не ниже 530—550°С.

На сегодняшний день помимо ПГУ и ГТУ, существуют и другие варианты установок. Из числа существующих было проведено сравнение следующих технологий:

паротурбинной конденсационной электростанции мощностью 2 400 МВт на газомазутном топливе с энергоблоками К-315-240 мощностью 315 МВт (эталон сравнения по производству электроэнергии);

городской отопительной котельной мощностью 465 МВт (400 Гкал/ч) с котлами КВГМ-100 производительностью 116 МВт (100 Гкал/ч) (эталон замыкающего производства тепловой энергии);

электростанции мощностью 1 300 МВт с тремя ПГУ мощностью 435 МВт бинарного цикла с современными стационарными ГТУ мощностью около 150 МВт;

газотурбинной электростанции мощностью 300 МВт с энергетическими ГТУ мощностью 100 МВт.

Каждая из перечисленных технологий не исчерпала своих технических возможностей, прежде всего с точки зрения повышения их экономичности (КПД). Однако реализация этих возможностей, как правило, оказывается связанной со значительным ростом капиталовложений, что в итоге приводит к тому, что их места в общей ранжировке технологий не изменяются.

Предлагаемые альтернативные технологии основаны на:

газотурбинных надстройках мощностью 16…20 МВт к водогрейным котлам отопительных котельных с согласованным расходом продуктов сгорания через газовую турбину и котёл, и возможностью независимого регулирования электрической и тепловой нагрузок путем сжигания дополнительного топлива в котле, и использование оставшегося в сбросных газах ГТУ свободного кислорода; газотурбинная установка с частичным окислением природного газа как надстройках относительно новых действующих паротурбинных энергоблоков мощностью 200…300 МВт. Продукты сгорания, содержащие до 17 % кислорода, после газовой турбины-привода компрессора (газогенератора) поступают в специальный конвертор, куда в избытке подаётся природный газ, ранее поступающий в топку парового котла. Природный газ при недостатке окислителя конвертируется в основном в окись углерода СО и водорода Н₂. Полученные продукты конверсии, объём которых примерно в 2 – 3 раза больше объёма продуктов сгорания турбины газогенератора, расширяются в силовой газовой турбине и сбрасываются в топку котла, где дожигаются. Мощность исходной газотурбинной установки увеличивается в 2 – 3 раза, КПД выработки дополнительной электроэнергии составляет 70…80 %, выбросы NO_x модернизируемого энергоблока снижаются в 5 – 7 раз благодаря восстановлению оксидов азота смесью СО и Н₂ в конвекторе и резкому снижению их образования в топке котла при сжигании СО и Н₂;

парогазовой установке с впрыском  вырабатываемого в котле-утилизаторе пара в камеру сгорания ГТУ и использования парового охлаждения лопаточного аппарата. За рубежом эта технология получила название ПГУ-STIG.