В приточной системе вентиляции холодный наружный воздух с температурой tн = -15°С поступает в калорифер по стальному воздуховоду. 1. 4 Пути повышения тепловой эффективности в комбинированных циклах
 Скачать 470.09 Kb.
|
1.4 Пути повышения тепловой эффективности в комбинированных циклах Существенного повышения тепловой эффективности можно достичь в комбинированных циклах. Одним из способов повышения коэффициента использования теплоты топлива является утилизация уходящих газов ГТУ в котлах-утилизаторах с целью получения горячей воды для отопления и горячего водоснабжения. Простейшая принципиальная тепловая схема такой утилизационной ГТУ приведена на рисунке 1.3.  Рисунок. 1.3 - Принципиальная тепловая схема мини-ТЭЦ на базе ГТУ К - компрессор; КС - камера сгорания; ГТ - газовая турбина; К-У - котел утилизатор; Э - эжектор; ОК - обратный клапан; РТ - регулятор температуры; РО - регулятор отбора воды.  Рисунок 1.4 - Принципиальная тепловая схема мини-ТЭЦ с дожигающим устройством (ДУ) Коэффициент использования теплоты топлива в такой установке в зависимости от параметров газа и доли утилизируемой теплоты составляет 80-90%. Существенным недостатком схемы является невозможность повышения тепловой мощности КУ. Кроме того, в случае аварийного останова газовой турбины отпуск теплоты потребителям прекращается. Эти недостатки устраняются в схемах теплофикационных ГТУ с камерой дополнительного сжигания топлива перед КУ (см. рисунок 1.4). При этом, утилизационные ГТУ могут быть выполнены по следующим схемам: дожигание топлива осуществляется в воздухе с последующим смешением продуктов сгорания с уходящими газами; дожигание топлива осуществляется в среде уходящих газов с добавлением воздуха; дожигание топлива осуществляется в уходящих газах.   Рисунок 1.5 - Котел-утилизатор Рисунок 1.6 - Конструкция с дожигающим устройством дожигающего устройства На рисунке 1.5 приведена принципиальная конструктивная схема КУ ГТУ с дожиганием топлива. Выбор способа дожигания топлива в КД зависит от назначения установки, температуры газа перед турбиной и за ней, параметров теплоносителя и тепловой мощности КУ. Для обеспечения автономной работы КУ необходимо его оснащения ДВ. На рисунке 1.6 показана конструкция дожигающего устройства, разработанного АО ТКЗ «Красный котельщик» для КУ. ДУ позволяет производить сжигание дизельного топлива или природного газа в потоке газов за ГТ. Конкретный выбор расчетной схемы ГТУ-ТЭЦ зависит от ряда факторов: величины присоединенной тепловой нагрузки и ее структуры, режимов теплопотребления, климатическими условиями, требуемой надежностью и т.п. 1.5 Комбинированные пгу. Эффективность энергоснабжения потребителей. Техническое перевооружение оборудования Тепловые электростанции по-прежнему будут являться основным генерирующим источником в стране, поэтому технический уровень основного оборудования ТЭС (котлы, турбины, паропроводы) будет в значительной степени определять эффективность энергоснабжения потребителей. В последние годы в электроэнергетике России обостряется проблема физического и морального старения оборудования электростанций, тепловых и электрических сетей. Срок эксплуатации основного оборудования ТЭС является важнейшим фактором, характеризующим техническое состояние основного оборудования и степень актуальности техперевооружения ТЭС. При замене оборудования ТЭЦ трудность заключается в компенсации выбывающей тепловой мощности при сохранении электрической мощности, т.к. ПГУ и ГТУ-ТЭЦ имеют существенно большую выработку электроэнергии на тепловом потреблении. Поэтому для увеличения отпуска тепла во всех вариантах замены турбин типа Т, ПТ, Р должны использоваться теплофикационные ПГУ и ГТУ-ТЭЦ с дополнительным сжиганием топлива в среде выхлопных газов ГТУ перед котлом-утилизатором: а)паровым – при замене турбин типа ПТ и Р; б) водогрейным – при замене турбин типа Т. Использование дополнительного сжигания топлива перед КУ позволяет изменить тепловую нагрузку в широком диапазоне – от максимального зимнего значения до нагрузки летнего горячего водоснабжения. При правильном выборе состава оборудования ГТУ-ТЭЦ и доли дополнительного топлива, сжигаемого перед КУ, возможно исключение из состава ТЭЦ ПВК. Потребность в крупных ПГУ(Т) до 2010 г. указана в таблице 1.6. Таблица 1.6 - Потребность в крупных ПГУ(Т) до 2010 г.
Потребность в малых ПГУ до 2010 г. указана в таблице 1.7. Таблица 1.7 - Потребность в малых ПГУ до 2010 г.
Пригазотурбинной надстройке традиционных энергоблоков для охлаждения дымовых газов до экономически целесообразной температуры их тепло приходится передавать в пароводяной тракт и использовать для нагрева части конденсата и питательной воды. Вследствие этого количество пара отбираемого в систему паровой регенерации, уменьшается, а пропуск пара в конденсатор возрастает. В результате наблюдаются некоторое снижение КПД паротурбинного цикла и возможно ограничение расхода свежего пара и мощности паровой турбины. Техническое перевооружение ТЭС должно вестись на основе внедрения парогазовых технологий для замены морально и физически изношенного энергооборудования, что является общепризнанным в мировой практике направлением развития и существенно повышает эффективность энергопроизводства. Наиболее высокую тепловую экономичность имеют конденсационные бинарные утилизационные ПГУ (рисунок 1.7) с долей газотурбинной мощности 70-75%, в которых все топливо сжигается в камерах сгорания ГТУ, а пар для паровой турбины генерируется за счет теплоты отработавших в ГТУ газов.   а) б) Рисунок 1.7 - Принципиальная тепловая схема (а) бинарной утилизационной ПГУ и идеальные циклы в T-S -диаграмме (б): 1 - ГТУ; 2 - отключающая арматура; 3 - специальная горелка (камера сожигания); 4 - пароперегреватель; 5, 7- контур высокого и низкого давления; 6 - КУ; 8 - ПТ; 9 - регенеративный отбор ПТ; 10 - деаэратор В такой ПГУ с паровой частью в конденсационном режиме КПД реально достиг 58%. Для нее также характерны умеренные удельная стоимость и ремонтные затраты, относительно меньшие сроки строительства и занимаемые площади, высокие уровни автоматизации и надежности. Применительно к ПГУ основными элементами, определяющими надежность, являются ГТУ, паровой турбогенератор, КУ и система водоподготовки. КУ более надежен, чем обычный ПГ из-за отсутствия топки и более низких температур и давлений пара. Система водоподготовки также более надежна, чем в обычной паротурбинной станции, благодаря более простому циклу подготовки питательной воды. В результате электростанции с ПГУ имеют средний коэффициент вынужденных остановов на 2-4% выше, чем автономные ГТУ. Таким образом, ПГУ на базе ГТУ типа V94.2 должна иметь коэффициент вынужденных остановов на уровне 3-5%. В данной работе рассматривается комбинированные ПГУ в составе с паротурбинной установки Т– 110/120-130 и ГТУ типа ГТЭ-160. Таблица №1.8 - Варианты компоновок парогазовых установок (ПГУ) с ГТЭ-160
В таблице №1.8 приведены варианты составов оборудования ПГУ различных схем с этими ГТУ. Эффективность использования топлива этих ПГУ на 30 % выше, чем традиционных ПТУ ТЭЦ, кроме того, отсутствуют выбросы оксидов серы, а выбросы оксидов азота соответствуют природоохранным требованиям. Разработана программа создания ПГУ-450 на Северо-Западе России (первый блок введен в опытную эксплуатацию 22.12.2000), которая должна состоять из четырех энергоблоков, каждый из них включает в себя две ГТУ V94.2, работающие на природном газе, два КУ и теплофикационную паровую турбину Т-150-7,7 ЛМЗ. Любой энергоблок этой ПГУ может работать в широком диапазоне электрических и тепловых нагрузок при различном их сочетании с высокой топливной экономичностью. Его расчетный удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии при температуре наружного воздуха - 40 - + 8°С составит от 157-135 г/кВт.ч (при работе в теплофикационном режиме с максимальным отпуском тепла до 245,5-251,0 г/кВт.ч при работе в конденсационном режиме). Остальные варианты ГТУ могут быть объединены в группу так называемых "газотурбинных надстроек" для действующих ТЭС, имеющих остаточный ресурс, сравнимый с ресурсом ГТУ, и являются наиболее дешевым способом повышения их мощности и экономичности. Среди них наибольшую экономичность имеют ПГУ по схеме со сбросом газов в КУ, которые более подходят для технического перевооружения существующих ТЭС, так как при этом сохраняется значительная часть парового оборудования, в результате чего удельные затраты оказываются в 3-4 раза ниже, чем при строительстве новой ПГУ (рисунке 1.8).   а) б) Рисунок 1.8 - Принципиальная тепловая схема ПГУ с о сбросом газов в котел (а) и идеальные циклы в T-S-диаграмме (б): 1 - ГТУ; 2, 3 - отключающая арматура; 4 - резервный ДВ; 5 - котел; 6, 7' - газо-водяной теплообменник высокого низкого давления; 8, 10 - подогреватель высокого и низкого давления; 9 - ПТУ ГТУ типов V94.2 и V64.3 (V64.3A) также могут эффективно использоваться в составе ГТУ-ТЭЦ, которые наиболее эффективны при постоянной в течение года тепловой нагрузке (например, промышленное теплопотребление). Конструктивное исполнение ГТУ типов V94.2 и V64.3 представляет собой интерес при применении их в схемах ПГУ с внутрицикловой газификацией твердого топлива под высоким давлением с высоконапорным парогенератором (ВПГ). Принципиальная схема ПГУ с ВПГ приведена на рисунке 1.9. Наличие у данных типов ГТУ выносных камер сгорания дает возможность легче компоновать их с ВПГ, а также уменьшать часть затрат на изготовление дополнительной КС, используя в ее качестве штатную КС ГТУ. Схема с ВПГ обеспечивает снижение капитальных затрат на создание ПГУ на 20 % и экономию топлива примерно на 8 % по сравнению с обычным котлом, что покрывает затраты на более дорогостоящие ГТУ класса V94.2 и V64.3, а учитывая их высокую надежность делает эти ПГУ еще более экономически и технически эффективными. Состоявшаяся в марте 2001 г. покупка ЛМЗ лицензии на право производства и продажи достаточно надежных ГТУ среднего уровня экономичности типа ГТЭ-160 на базе V94.2 и ее поставки на энергообъекты России и Белоруссии будут способствовать развитию отечественного газотурбостроения.  а) б) Рисунок 1.9 - Принципиальная тепловая схема ПГУ с ВПГ (а) и идеальные циклы в T-S-диаграмме (б): 1 - компрессор; 2 - ВПГ; 3 - ГТ; 4 - ПТУ; 5,6- газоводяные теплообменники высокого и низкого давления Именно газотурбинные установки с газовыми турбинами ГТЭ-60, ГТЭ-160, ГТЭ-180, ГТЭ-350 с паровым охлаждением должны вывести отечественное газотурбостроение на мировой уровень и обеспечить перспективные потребности российской энергетики. Две ГТЭ-160 планируется использовать при реконструкции Уфимской ТЭЦ-5 в составе блока ПГУ-450. Для Закарпатской ТЭС ГТЭ-160 будет использована в составе одновального моноблока ПГУ-230 с паровой турбиной К-80-7,0. КПД блока будет равен 51,2% (пример, см. таблицу №1.9). Таблица №1.9 – Проект строительства ПГУ-450
|