Энергетика. ТЭС и АЭС

Всё о тепловой и атомной энергетике

Принципиальные схемы увеличения мощности и повышение экономичности ТЭС и ТЭЦ за счет газотурбинных и парогазовых установок

В течение последних 30 лет и в перспективе во многих странах ГТУ и ПГУ являются наиболее динамично развивающимися тепло- и электрогенерирующими установками. Ежегодно появляются новые более экономичные модели ГТУ или осуществляются какие-то доработки ранее выпущенных моделей с повышением параметров и показателей.

Реконструкция и техническое перевооружение ТЭС и ТЭЦ с внедрением газовых турбин имеет ряд преимуществ но сравнению с паросиловыми установками, а именно:

— уменьшается удельный расход условного топлива на 8-20 % (в зависимости от техно логи ческой схемы) на отпущенный кВт*час как за счет высоких КПД установок, так и за счет снижения расхода энергии на собственные нужды;

— снижаются выбросы вредных веществ в атмосферу: окислов азота в 1,5 раза, уменьшается тепловое загрязнение в 1,3 раза, значительно уменьшаются выбросы СO2 ;

— уменьшается потребление технической воды на 40 %; снижается металлоемкость в 1,7 раза;

— удельная мощность на единицу площади уменьшается в 2-3 раза; значительно уменьшаются удельные капиталовложения.

Технико-экономическая эффективность, основные характеристики и маневренность ГТУ и ПГУ зависят от структуры технологической схемы, связанного с ней профиля оборудования, уровня начальной температуры газов перед газовой турбиной, параметров паросилового контура, вида топлива, особенностей тепло-и электропотребления и др.

Из множества возможных технологических схем использования газовых турбин при реконструкции и техническом перевооружении тепловых электростанций, в настоящей работе рассматривается шесть наиболее встречающихся в практике проектирования технологических схем:

1) Использование уходящих газов ГТУ в топках энергетических или водогрейных котлов, находящихся в эксплуатации.

Отработавшие в газовой турбине газы содержат большое количество кислорода и имеют значительный тепловой потенциал. Использование этих качеств дымовых газов ГТУ дает возможность снизить расход топлива, сжигаемого в топках котлов, а также снизить количество выбросов NOx, так как удельные выбросы ГТУ в 1,5 раза меньше, чем у котлов. Кроме того, в этой схеме снижается расход электроэнергии на собственные нужды.

В зависимости от температуры газов после ГТУ следует рассматривать вопрос о возможности непосредственного сброса в котел или необходимости предварительного охлаждения газов.

При температуре газов более 400 °С необходимо охлаждать газы, так как газопроводы и горелки котлов изготовлены из углеродистой стали, захолаживание газов можно осуществлять за счет подогрева питательной воды, конденсата или других сред (сетевая вода и др.).

Эта схема может быть осуществлена при сжигании в камере сгорания ГТУ природного газа или газотурбинного жидкого топлива, а в топках котлов — любого топлива.

2) Использование теплоты уходящих газов ГТУ для подогрева питательной воды и конденсата с вытеснением регенерации паровой турбины.

В этой схеме предусматривается установка газовых водоподогревателей высокого и низкого давления (по воде).

Несмотря на вытеснение регенеративного подогрева питательной воды и конденсата эта схема использования теплоты газов после ГТУ дает возможность снизить расход топлива на 8 — 9 % по сравнению с чисто паросиловой установкой.

3) В условиях полного физического износа котла и нецелесообразности изготовления такого же котла (необходимость индивидуального проектирования и изготовления и др.) или необходимости уменьшения выбросов NOx, но при наличии паровых турбин, которые могут находиться длительное время в эксплуатации после проведения реконструкции первого уровня, теплота уходящих газов ГТУ используется в котле-утилизаторе для получения пара, направляемого на установленные на электростанции паровые турбины.

Эта технологическая схема имеет две модификации:

  • в котле-утилизаторе генерируется пар с параметрами, необходимыми для существующих турбин. Эта модификация может эффективно использоваться в случае, если паровая турбина рассчитана на параметры пара, обеспечивающие соответствующую, экономичность на протяжении 10—15 лет после осуществления реконструкции (например, теплофикационные турбины с параметрами пара 9—13 МПа);
  • за ГТУ устанавливается котел-утилизатор с параметрами пара, значительно превышающими необходимые для существующих турбин, который направляется на паровую турбину с противодавлением, нар из которых направляется на существующие паровые турбины. Такая схема весьма эффективна для конденсационных турбин с параметрами пара менее 13 МПа.

Осуществление такой технологической схемы вызывает необходимость индивидуального проектирования и изготовления паровой турбины с противодавлением.

4) На ряде электростанций России, как паровые турбины, так и котельные агрегаты морально устарели и полностью физически изношены. В то же время в зоне их обслуживания электрические и тепловые нагрузки не только сохранились, но имеют тенденцию дальнейшего роста.

В этих условиях могут рассматриваться два варианта удовлетворения тепловых и электрических нагрузок:

  • электроснабжение обеспечивается за счет существующих ТЭС, а теплоснабжение — за счет сооружения котельных;
  • реконструкция и техническое перевооружение существующей электростанции с применением паросиловых установок или ПГУ.

Учитывая, что многочисленными исследованиями установлена технико-экономическая целесообразность совместной выработки электроэнергии и теплоты (при определенном уровне потребления теплоты), следует отдать предпочтение реконструкции и техническому перевооружению электростанции. Осуществление этого варианта целесообразно также с точки зрения использования инфраструктуры электростанции и отсутствия необходимости в занятии новых земель для котельной.

Рассматривая вопрос о выборе типа установки на основании вышеприведенных преимуществ ПГУ, следует отдать предпочтение реконструкции и техническому перевооружению с применением парогазовой технологии. При этом можно рассматривать две технологические схемы:

  • газы после ГТУ направляются в котел-утилизатор, из которого генерируемый пар направляется в паровую турбину;
  • топливо сжигается в высоконапорном парогенераторе (ВПГ), в котором генерируется пар необходимых параметров, направляемый в паровую турбину, а газы после ВПГ поступают в газовую турбину. После ГТ газы поступают в подогреватель питательной воды, а затем выбрасываются в атмосферу через дымовую трубу. В этой схеме может быть разновидность — привод компрессора ГТ осуществляется паровой турбиной, а ГТ всю свою мощность отдает в сеть. При этой разновидности усложняется схема выдачи потребителям теплоты.

 

Читайте также:

Updated: 16.06.2015 — 21:10
Энергетика. ТЭС и АЭС © 2012 Использование материалов с сайта разрешается при наличии на него активной ссылки без тегов nofollow и noindex.