Парогазовые установки с впрыском пара ПГУ-STIG, страница 7

Были проанализированы некоторые другие технологии использования природного газа: ГТУ-ТЭЦ и дизель-ТЭЦ как децентрализованные источники тепло- и электроснабжения, а также комплексные технологии получения синтетического жидкого топлива (метанола), электрической и тепловой энергии на базе ГТУ и дизель-генератора.

Выполненный анализ показал, что по полученному от их внедрения экономическому эффекту (стоимость выработки электроэнергии) можно выстроить следующую иерархию энергоустановок:

ГТУ – надстройка с частичным окислением топлива;

ГТУ – надстройка к водогрейным котлам;

ПГУ с впрыском пара;

ПГУ бинарного цикла и ГТУ;

Паротурбинные установки.

Следует отметить, что ГТУ-ТЭЦ и дизель-ТЭЦ с агрегатами мощностью свыше 10…15 МВт при работе в энергосистеме могут оказаться вполне конкурентоспособными со вновь сооружаемыми крупными паротурбинными блоками.

В целом, результаты выполненного анализа достаточно хорошо согласуются с зарубежными и отечественными данными. Несколько неожиданной оказалась лишь оценка показателей ГТУ-электростанции простого цикла, которая проигрывает ПГУ только при использовании дорогого топлива. Это вызвано конъюнктурно высокими процентными ставками на кредит в современных условиях России. Поэтому дешёвые установки (к ним относятся ГТУ) оказываются более выгодными, даже если они сильно проигрывают в КПД, так как топливная составляющая в этих условиях равна лишь 20…25 %. Несомненно, что это явление временное, и снижение процентных ставок на кредит понизит конкурентоспособность ГТУ-электростанции.

Таким образом, учитывая специфику сложившейся ситуации и перспективы развития, целесообразно:

1.  Развивать электрогенерирующие мощности на базе постоянных тепловых нагрузок;

2.  Вводить энергетические установки, обеспечивающие существенное снижение стоимости выработки дополнительной энергии, как на тепловом потреблении, так и при его отсутствии;

3.  Отдавать предпочтение вводу установок с минимальными капитальными затратами из-за ограниченности инвестиций.

Положению 1 отвечает ввод ГТУ-надстроек над действующими котлами РТС. Их мощность должна соответствовать постоянной круглогодичной тепловой нагрузке (т.е. нагрузка горячего водоснабжения). Наиболее подходящей машиной для таких надстроек является конвертированный двигатель АЛ-31-СТЭ электрической мощностью 20 МВт конструкции КБ «А.И. Люлька-Сатурн», серийно выпускаемый для нужд авиации ММПП «Салют» (Москва).

Расход продуктов сгорания этой машины соответствует расходу рабочего тела через типовой котёл КВГМ-100. Реализация данного варианта не требует значительных опытно-конструкторских работ. Необходима лишь проверка работы полномасштабной модели автономных горелок котла в широком диапазоне тепловых нагрузок на продукты сгорания ГТУ с 17% содержанием кислорода (принципиальных трудностей в создании такой горелки не предвидится).

Положениям 2 и 3 отвечают газотурбинные надстройки с частичным окислением природного газа (ГТУ ЧО), предназначенные для модернизации действующих паротурбинных энергоблоков и ПГУ-STIG с впрыском пара в камеру сгорания ГТУ.

Замена турбоустановки Т-100-130 на комплексную ПГУ-STIG с ТНУ.

Описание установки Т-100-130.

В 1961 г. ТМЗ изготовил теплофикационную  турбину Т-100-130 мощностью 100 МВт на начальные параметры пара 12,75 Мпа и 565 ⁰С, на частоту вращения 50 с^-1 с двухступенчатым теплофикационным отбором пара и номинальной тепловой производительностью 186,2 МВт (160 Гкал/ч).

Турбина Т-100-130 является одной из лучших советских турбин. В 1967 г. она была первой турбиной, удостоенной государственного Знака качества. В 1970 и в 1974 гг. турбина после очередной модернизации вновь удостаивалась этого высокого отличия. Эти варианты турбин имеют номера Т-100/120-130-2 и Т-100/120-130-3. В настоящее время заводом выпускается третий вариант этой турбины, который, в основном, и будет рассмотрен.

Модернизированная турбина при номинальной тепловой производительности 195,5 МВт (168 Гкал/ч) развивает мощность 110 МВт при номинальном расходе свежего пара    133,3 кг/с. Давление в верхнем и нижнем отопительных отборов изменяются в пределах 0,06-0,025 Мпа и 0,05-0,2 Мпа.