В состав энергоблока № 3 ПГУ-450Т на ТЭЦ-27 входят две газовые турбины единичной электрической мощностью 160 МВт и паровая турбина установленной электрической мощностью 130 МВт.
21 октября 2007 года прошли испытания первой газовой турбины энергоблока с включением в сеть.
29 октября 2007 года прошли испытания второй газовой турбины на холостом ходе с частотой 3000 оборотов в минуту.
1 ноября 2007 года проведены испытания паровой турбины на холостом ходе.
2 ноября 2007 года в рамках пусковых испытаний первая газовая и паровая турбины синхронизированы с энергосистемой и включены в сеть в течение двух часов.
5 ноября 2007 года прошли испытания второй газовой турбины энергоблока с включением в сеть.
Строительство энергоблока № 3 ПГУ-450Т ТЭЦ-27 началось 22 декабря 2005 года. Ввод запланирован в ноябре 2007 года. В настоящее время на энергоблоке завершаются пуско-наладочные работы. Срок строительства энергоблока - 22 месяца - является рекордным в российской энергетике.
Проектировщиком энергоблока № 3 ПГУ-450Т ТЭЦ-27 является институт "Мосэнергопроект" - филиал ОАО "Мосэнерго". Генеральный подрядчик - "Мосэнергоспецремонт" - филиал ОАО "Мосэнерго".
В настоящее время ОАО "Мосэнерго" ведет строительство современных парогазовых энергоблоков общей электрической мощностью более 2000 МВт на системообразующих электростанциях, расположенных в кольце 220 кВ (ТЭЦ-21, ТЭЦ-26 и ТЭЦ-27), а также на электростанциях, обеспечивающих энергоснабжение центра Москвы (ТЭЦ-9. ТЭЦ-12).
2. Электрическая часть и эл. схема парогазовых турбин
Парогазовая установка - электрогенерирующая станция, служащая для производства тепло - и электроэнергии. Отличается от паросиловых и газотурбинных установок повышенным КПД.
Парогазовая установка состоит из двух отдельных установок: паросиловой и газотурбинной. В газотурбинной установке турбину вращают газообразные продукты сгорания топлива. Топливом может служить как природный газ, так и продукты нефтяной промышленности (мазут, солярка). На одном валу с турбиной находится первый генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газотурбину, продукты сгорания отдают ей лишь часть своей энергии и на выходе из газотурбины все ещё имеют высокую температуру. С выхода из газотурбины продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают воду и образующийся водяной пар. Температура продуктов сгорания достаточна для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для использования в паровой турбине (температура дымовых газов около 500 градусов по Цельсию позволяет получать перегретый пар при давлении около 100 атмосфер) . Паровая турбина приводит в действие второй электрогенератор. Существуют парогазовые установки, у которых паровая и газовая турбины находятся на одном валу, в этом случае устанавливается только один генератор.
ТЭЦ - вид электростанций предназначен для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплом. Являясь, как и КЭС, тепловыми электростанциями, они отличаются от последних использованием тепла "отработавшего" в турбинах пара для нужд промышленного производства, а также для отопления, кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения. При такой комбинированной выработке электроэнергии и тепла достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным энергоснабжением, т.е. выработкой электроэнергии на КЭС и получением тепла от местных котельных. Поэтому ТЭЦ получили широкое распространение в районах (городах) с большим потреблением тепла и электроэнергии. В целом на ТЭЦ производится около 25% всей электроэнергии.
Особенности технологической схемы ТЭЦ показаны на рисунке 1.0 (приложение 1). Части схемы, которые по своей структуре подобны таковым для КЭС, здесь не указаны. Основное отличие заключается в специфике пароводяного контура и способе выдачи электроэнергии.
Рисунок 1. Схема ПГТ: ГТУ - газотурбинная установка; ЭГ - электрогенератор; КУ - котёл-утилизатор; ПЕ - пароперегреватель; ИС - испаритель; ЭК - экономайзер; ГПК - газовый подогреватель конденсата; ВД - высокое давление; СД - среднее давление; НД - низкое давление; ПН - питательный насос; РН - насос рециркуляции; Д - деаэратор; ПТУ - паротурбинная установка; ЦВД - цилиндр высокого давления; ЦСД - цилиндр среднего давления; ЦНД - цилиндр низкого давления; К - конденсатор; СП - сетевой подогреватель.
Специфика электрической части ТЭЦ определяется расположением электростанции вблизи центров электрических нагрузок. В этих условиях часть мощности может выдаваться в местную сеть непосредственно на генераторном напряжении. С этой целью на электростанции создается обычно генераторное распределительное устройство (ГРУ). Избыток мощности выдается, как и в случае КЭС, в энергосистему на повышенном напряжении.
Существенной особенностью ТЭЦ является также повышенная мощность теплового оборудования по сравнению с электрической мощностью электростанции. Это обстоятельство предопределяет больший относительный расход электроэнергии на собственные нужды, чем на КЭС.
Размещение ТЭЦ преимущественно в крупных промышленных центрах, повышенная мощность теплового оборудования в сравнении с электрическим повышают требования к охране окружающей среды. Так, для уменьшения выбросов ТЭЦ целесообразно, где это возможно, использовать в первую очередь газообразное или жидкое топливо, а также высококачественные угли. Размещение основного оборудования станций данного типа, особенно для блочных ТЭЦ, соответствует таковому для КЭС. Особенности имеют лишь те станции, у которых предусматривается большая выдача электроэнергии с генераторного распределительного устройства местному потребителю. В этом случае для ГРУ предусматривается специальное здание, размещаемое вдоль стены машинного зала (рис.1.1) (приложение 2).
3. Расчеты по внедрению парогазовых турбин
Основным преимуществом новых технологий с использованием парогазовых турбин является то, что экономический эффект достигается без снижения надежности и маневренности турбоустановок. По техническим условиям завода-изготовителя допускается дополнительный отбор пара в количестве до 50 т/ч из пятого отбора на ПНД-3 сверх отбора на этот подогреватель без снижения надежности работы проточной части турбины.
Эффективным и наименее затратным способом, позволяющим обеспечить экономичный подогрев потоков подпиточной воды теплосети и добавочной питательной воды котлов, является непосредственное использование для этой цели регенеративных подогревателей низкого давления (ПНД) .
Оценка тепловой экономичности разработанных технологий проведена по величине удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении , кВт×ч/м3, получаемой за счет отборов пара на подогрев 1 м3 обрабатываемой воды:
, (1)
где - расход обрабатываемой воды, м3/ч; - мощность, затрачиваемая на привод насосов, перекачивающих воду или конденсат в схемах ВПУ, кВт,
, (2)
где - давление, создаваемое насосом, МПа; - расход учитываемого потока, кг/с; - КПД насоса;
- сумма мощностей, развиваемых теплофикационной турбоустановкой на тепловом потреблении за счет отборов пара на подогрев теплоносителей, кВт,
, (3)
где , - расход, кг/с, и энтальпия, кДж/кг, пара, используемого в качестве греющего агента на i-м участке схемы; - энтальпия свежего пара, кДж/кг; - электромеханический КПД турбогенератора;
- мощность, вырабатываемая на тепловом потреблении за счет отбора пара на условный эквивалентный регенеративный подогреватель, кВт,
, (4)
где - расход пара на регенерацию, кг/с; - энтальпия условного эквивалентного регенеративного отбора, кДж/кг; - энтальпия j-го отбора, перед которым конденсат греющего пара смешивается с основным конденсатом турбины, кДж/кг.
Так, удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении:
, (5)
где - энтальпия деаэрированной воды после вакуумного деаэратора, кДж/кг; - энтальпия воды после химического умягчения, кДж/кг; - энтальпия греющего агента, подаваемого в вакуумный деаэратор, кДж/кг; - энтальпия сетевой воды, подогреваемой в подогревателе греющего агента, кДж/кг; - энтальпия пара регенеративного отбора, кДж/кг; - энтальпия конденсата греющего пара после подогревателя греющего агента, кДж/кг; - КПД подогревателя греющего агента.
Для сравнения разработанных решений, основанных на применении парогазовой турбине, использована относительная безразмерная величина, показывающая во сколько раз удельная выработка электроэнергии за счет пара превышает значение , вырабатываемой паром производственного отбора. Введение данного показателя позволяет оценивать экономичность технологий различного назначения и соответственно с неодинаковыми температурными режимами. Так, на рис.2 представлена диаграмма относительной экономичности новых технологий с использованием парогазовой турбины. Из диаграммы видно, что все разработанные технологии с применением парогазовой турбины по энергетической эффективности значительно превосходят типовые решения, предусматривающие подогрев теплоносителей паром производственного отбора.
Рис.2. Относительная величина удельной выработки электроэнергии для новых технологий с использованием парогазовой турбины
Результаты оценки энергетической эффективности новой технологии, предусматривающей использование ПНД парогазовой турбины в качестве подогревателя исходной подпиточной или добавочной питательной воды перед ВПУ, представлены на рис. 3.
Рис. 3. Удельная выработка электроэнергии для технологий подогрева исходной воды перед ВПУ:
1 - пар отопительного отбора турбины;
2 - пар производственного отбора;
3 - пар регенеративного отбора
Из диаграммы видно, что использование низкопотенциальных регенеративных отборов пара турбин ТЭЦ для подогрева теплоносителей ВПУ существенно повышает экономичность ТЭЦ даже в сравнении с достаточно эффективным способом с использованием в качестве греющей среды регулируемого парогазовых турбин.
Экономия условного топлива ΔВ, определяется с помощью разности Δνтф, (кВт·ч) /м3:
, (6)
где - удельный расход условного топлива на конденсационную выработку электроэнергии, кг/ (кВт. ч); - удельный расход условного топлива на теплофикационную выработку электроэнергии, кг/ (кВт. ч); - общий расход подготавливаемой воды в исследуемом режиме, м3.
При расчете энергетической эффективности технологий подготовки воды необходимо учитывать затраты топлива на выработку в котле дополнительного расхода пара Вдоп, т/год, при повышении νтф
, (7)
где - разность расходов пара при использовании пара разных потенциалов для нагрева воды на одну и ту же величину, т/год; , - энтальпии свежего пара и питательной воды, кДж/кг; - теплота сгорания условного топлива, кДж/кг; - КПД парового котла.
Применение на ТЭЦ решения, показанного на рис.1, позволяет ежегодно экономить более 3000 тонн условного топлива в расчете на ВПУ производительностью 2000 м3/ч.
По приведенной методике были произведены расчеты технико-экономических показателей для блока парогазовой турбины 21 ТЭЦ. Расчеты проводились для двух вариантов: 1 котел и ПУ работают на природном газе; 2 котел работает на мазуте, ПУ на природном газе. Для обоих вариантов принималось 5000 часов использования установленной мощности в год. Экономия котельного топлива, составила: B< = 0.819 кг/с=14.74 тыс. т/год (5000 ч/год), стоимость которого 14.74-103х120=1.769 млн. долл. /год. Общий КИТ блока около 90%. Затраты на топливо составила 33 и 25% от общих годовых затрат, а зарплата - 2.5-2.8%. Без учета налога прибыль составила 2.812 и 3.120 млн. долл., срок окупаемости 2.85 и 2.56 лет и рентабельность 25.83 и 29.48%.
С учетом налога на прибыль 30%: прибыль 1.97 и 2.18 млн. долл., срок окупаемости - 4.06 и 3.66 лет и рентабельность 16.88 и 18.96%.
Полученные данные говорят о высокой эффективности внедрения работы ПГТ.
Основным видом топлива для парогазовых установок всех типов является природный газ. В качестве резервного топлива в сравнительно небольших объема может использоваться дизельное и газотурбинное жидкое топливо. К настоящему времени в России открыто более 700 газовых газоконденсационных и газонефтяных месторождений, из которых разработку вовлечено около 300, подготовлено к промышленному освоению 60 и в стадии разведки находится более 200 месторождений.
Заключение
В заключение работы необходимо обратить внимание на то, что наибольшее внимание следует обратить на внедрение парогазовых установок. Для России наибольший интерес представляют парогазовые установки с котлами, сжигающими уголь в кипящем слое под давлением. Эта технология, внедренная на энергоблоках 80-350 МВт в Швеции, Японии и других странах, показала высокую надежность, обеспечила хорошие экономические и экологические показатели. Расчетный КПД энергоблоков с котлами КСД составляет 42%. Одно из преимуществ этих установок - малые габариты - дает возможность установки их в существующих помещениях ТЭС взамен демонтируемого старого оборудования и тем самым проведения реконструкции на новой технической базе.
Сжигание природного газа на ТЭС в будущем должно происходить только на установках с современными технологиями использования топлива, например в парогазовых установках, газомазутных котлах с газотурбинными надстройками.
Парогазовые установки (в англоязычном мире используется название combined-cycle power plant) - сравнительно новый тип генерирующих станций, работающих на газе или на жидком топливе. Принцип работы самой экономичной и распространенной классической схемы таков. Устройство состоит из двух блоков: газотурбинной (ГТУ) и паросиловой (ПС) установок. В ГТУ вращение вала турбины обеспечивается образовавшимися в результате сжигания природного газа, мазута или солярки продуктами горения - газами. Образовавшиеся в камере сгорания газотурбинной установки продукты горения вращают ротор турбины, а та, в свою очередь, крутит вал первого генератора.
В первом, газотурбинном, цикле кпд редко превышает 38%. Отработавшие в ГТУ, но все еще сохраняющие высокую температуру продукты горения поступают в так называемый котел-утилизатор. Там они нагревают пар до температуры и давления (500 градусов по Цельсию и 80 атмосфер), достаточных для работы паровой турбины, к которой подсоединен еще один генератор. Во втором, паросиловом, цикле используется еще около 20% энергии сгоревшего топлива. В сумме кпд всей установки оказывается около 58%.
Список используемой литературы
1. Безлепкин В.П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций. СПб.: СПбГТУ, 2008 г., 317 с.
2. Замалеев М.М. Резервы повышения эффективности использования регенеративных отборов турбин ТЭЦ/М.М. Замалеев, В.И. Шарапов // Теплоэнергетика. - 2008. - № 4. - С.64-67.
3. Мастепанов А.М., Коган Ю.М. Повышение эффективности использования энергии, М.: Феникс, 2009 г., 211 с.
4. Рысаков С.А. Проблемы внедрения парогазовых турбин в России // Энергосистема, № 7, 2009 г., С.11-16
5. Цанаев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций, М.: МЭИ, 2009 г., 581 с.
Страницы: 1, 2
