Основные принципы реконструкции и модернизации теплоэлектроцентрали

Размещено на http://www.allbest.ru/

Основные принципы реконструкции и модернизации ТЭЦ

Ильин Е.Т.

Развитие энергетики страны до настоящего времени шло в основном за счет ввода новых паротурбинных агрегатов, имеющих более высокие начальные параметры и большую единичную мощность. Повышение начальных параметров позволяло совершенствовать термодинамический цикл и снижать удельные расходы топлива. Вторым фактором повышения экономичности было широкое развитие теплофикации.

Здесь и далее под термином теплофикация понимается энергоснабжение на базе комбинированной, то есть совместной выработки тепловой и электрической энергии в одной установке. Термодинамической основой теплофикации служит полезное использование отработавшего в паросиловой установке пара для отпуска тепла внешним потребителям (в этом случае используется теплота фазового перехода пара в жидкость).

В комбинированной выработке заключается основное отличие теплофикации от так называемого раздельного метода энергоснабжения, при котором электрическая энергия вырабатывается на конденсационных тепловых электростанциях (КЭС), а тепловая - в котельных.

Особо следует подчеркнуть роль теплофикации для нашей страны, находящейся в зоне суровых климатических условий, где для поддержания жизнедеятельности требуются значительные расходы энергии и тепла. Среднегодовая температура в России - минус 5,5°C. В то же время, например, в Финляндии - плюс 1,5°C. В Швеции и Норвегии еще выше - плюс 2°C, а это самые северные страны Европы, которые расположены по широте значительно севернее, чем большая часть территории России.

Это объясняется тем, что на климат в Европе существенное влияние оказывает теплое морское течение Гольфстрим. Поэтому климатические пояса в Европе расположены таким образом, что средняя температура меняется больше не с севера на юг, а с запада на восток, т. е., чем дальше от побережья, тем холоднее.

Развитие теплофикации в нашей стране шло в основном за счет ввода мощных паротурбинных установок типа Т-110-130 или Т-250/300-240. Это позволило за последние 50 лет более чем в два раза снизить удельные расходы топлива на выработку электроэнергии на ТЭЦ с bуд = 590 г. у. т/кВт. Чч. до bуд = 264 г. у. т/кВт. Чч. Однако начиная с 80-х годов, процесс снижения удельных расходов топлива на выработку электроэнергии практически прекратился и даже начался наоборот, рост удельных расходов топлива, рис. 1. Это связано с тем, что к тому моменту теплоснабжение практически всех крупных потребителей теплоты (крупных городов и мощных промышленных потребителей) осуществлялось от мощных ТЭЦ с паротурбинным оборудованием типа Т-110-130, ПТ-80-130, Т-175-130, Т-250-240. Дальнейшее наращивание мощностей ТЭЦ проводилось за счет ввода больших единичных мощностей отдельных агрегатов, что удешевляло строительство, но приводило к неоправданному увеличению бтэц. В результате увеличилось время работы агрегатов ТЭЦ по конденсационному циклу, что и привело к снижению эффективности использования ТЭЦ.

Это подтверждает анализ режимов работы и условий эксплуатации оборудования ТГК-9, ТГК-5, ТГК-6. Даже в отопительный период на уровне 60-70%. Отчасти это связано со снижением тепловой нагрузки промышленных предприятий. Коэффициент использования установленной мощности ТЭЦ в летний период составляет k = 0,3-0,4 не более для станций с параметрами пара Ро = 130 кг/смІ и tо = 555°С, а станции с параметрами пара Ро = 35 кг/смІ и tо = 440°С, имеют коэффициент использования установленной мощности еще более низкий k = 0,2-0,3, так как значительно уступают по экономичности работы в конденсационном режиме мощным энергоблокам с промежуточным перегревом пара.

Одним из основных показателей определяющим эффективность оборудования ТЭЦ, является удельная выработка на тепловом потреблении. Ниже, в табл. 1. приводится изменение показателей удельной выработки на тепловом потреблении, для оборудования различного типа.

Как видно из табл. 1., только турбины типа Т-250/300-240, на закритические параметры, способны составить конкуренцию в летних режимах для конденсационных энергоблоков.

Таким образом, большинство ТЭЦ с существующим оборудованием, морально и физически устарели и требуют реконструкции или модернизации. При этом реконструкция или должна сопровождаться увеличением уровня загрузки в течение всего года. Так как в противном случае реализация проекта, как правило, не окупается. Из этих условий следует, что реконструкция и модернизация должна сопровождаться повышением выработки электроэнергии на тепловом потреблении, оптимизацией величины бтэц, повышением конкурентоспособности реконструируемого или модернизируемого оборудования в конденсационном режиме. Обеспечить эти условия можно либо путем повышения параметров в паротурбинном цикле или путем газотурбинной надстройки существующей паротурбинной части, если оборудование не выработало свой ресурс.

Для станций работающих на газовом топливе наиболее эффективным способом реконструкции является надстройка существующей паротурбинной части, газовыми турбинами.

Этот вариант реконструкции обеспечивает существенное увеличение выработки электроэнергии на тепловом потреблении, при минимальных капиталовложениях.

Такая надстройка может производиться несколькими способами:

1) Надстройка с котлами утилизаторами, бинарного типа или по параллельной схеме;

2) Надстройка с вытеснением системы регенерации;

3) Надстройка со сбросом газов в котел.

Выбор варианта реконструкции в каждом конкретном случае должен определяться исходя из реальных условий эксплуатации и обеспечения экономической эффективности проекта.

Реконструкция с вытеснением системы регенерации или со сбросом газов в котел являются менее эффективными, с точки зрения электрического КПД станции (42-44 и 46-48 соответственно).

В этом случае они существенно уступают при прочих равных условиях ПГУ с котлами утилизаторами, электрический КПД которых, для современных ГТУ, меняется от 51% и выше. В силу более низкой эффективности, а также сложности реконструкции схемы реконструкции по вариантам 2 и 3 не нашли широкого применения. Однако, несмотря на высокую экономичность, при реализации первого варианта реконструкции возникает проблема с подбором газовых турбин.

В качестве критериев подбора оборудования для реализации вышеуказанной схемы можно назвать следующие:

- котлы-утилизаторы должны производить достаточное количество пара с параметрами, соответствующими параметрам паротурбинной части;

- параметры газов за газовой турбиной должны обеспечивать возможность генерации пара с необходимыми параметрами в течении всего года, без использования дожигания;

- использование паровых турбин в схеме ПГУ предполагает отключение регенерационных отборов (весь цикл подогрева питательной воды осуществляется в котле-утилизаторе).

В этом случае мощность паровых турбин, при сохранении уровня тепловой нагрузки и параметров регулируемых отборов, уменьшается приблизительно на 20%.

Анализ различных вариантов парогазовых установок с котлами утилизаторами, показывает, что доля газотурбинной мощности в составе общей электрической мощности ПГУ (брутто) составляет 65-70 % в конденсационном режиме работы и может быть более при максимальном отпуске тепловой энергии от установки.

Таким образом, исходя из характеристик паровой турбины, определяется мощность и количество газотурбинных установок.

В общем случае выбор количества и единичной мощности газотурбинных агрегатов ПГУ-ТЭЦ представляет собой комплексную технико-экономическую задачу, имеющую итерационный характер, при этом учитываются максимальный и минимальный уровень необходимых нагрузок, их суточное и сезонное распределение (т. к., мощность ГТУ меняется в зависимости от температуры наружного воздуха), расходы энергии на собственные нужды энергоисточника, капитальные затраты в оборудование, тарифы на отпускаемые виды энергии и цена топлива, а также необходимые требования по надежности энергопроизводства и пр.

Снижение количества и увеличение единичной мощности ГТУ с одной стороны способствует уменьшению удельных капитальных затрат в оборудование станции, снижению количества технологических связей на ТЭЦ и числа вспомогательных агрегатов. Однако в этом случае значительно снижается степень надежности энергоснабжения, так как любой (плановый, либо аварийный) вывод из эксплуатации газотурбинной установки автоматически означает остановку всего парогазового энергоблока. Также заметно сокращается возможный диапазон регулирования нагрузок.

С уменьшением единичной мощности и увеличением числа ГТУ возможно осуществление более гибкого регулирования нагрузок ПГУ-ТЭЦ, а вывод из эксплуатации газотурбинных агрегатов, в том числе и на плановые ремонты, менее болезненно отражается на общем отпуске полезной энергии от станции. С другой стороны при этом увеличиваются удельные затраты в оборудование, возрастает количество паропроводов, водопроводов и других технологических связей. Также увеличиваются необходимые размеры площадки станции, что зачастую является решающим, так как при реконструкции имеются ограничения по существующим размерам ячеек для размещения оборудования. Существенное влияние на выбор типа ГТУ установки оказывает характеристика изменения температуры уходящих газов за газовой турбиной в процессе эксплуатации. На рис. 2 и рис. 3 представлены зависимости изменения температуры уходящих газов за газовыми турбинами соответственно фирмы Сименс, ГТУ типа SGT-800 и завода «Авиадвигатель» GTES-16P. Анализ этих характеристик показывает, что SGT-800 способна обеспечивать температуру пара на уровне 510С, при понижении температуры наружного воздуха до tнв = -30С, сохраняя при этом производительность котла утилизатора. В то же время » у GTES-16P температура уходящих газов понижается до 400°С. В этом случае без дожига топлива, не удается обеспечить необходимые параметры пара за котлом утилизатором, что соответственно приводит к снижению эффективности такой реконструкции. Следует отметить, что реализация схем реконструкции с вытеснением системы регенерации или со сбросом газов в энергетический котел, менее чувствительны к таким характеристикам ГТУ.

Анализ стандартных параметров и мощностей паровых турбин установленных на существующих ТЭЦ показывает, что для газотурбинной надстройки нужны параметры уходящих газов за газовой турбиной в соответствии с требованиями представленными в табл. 2.

В этой ситуации, оказывается, что с учетом сурового климата нашей страны, для реализации надстройки с котлами утилизаторами возможно применение очень ограниченного ряда ГТУ. Расширение парка ГТУ для надстройки может быть достигнуто за счет перевода работы паротурбинного оборудования на скользящие параметры. В этом случае необходимо выделение соответствующего оборудования в отдельные блоки и согласование режимов работы паротурбинной части с заводами изготовителями, а также необходим пересчет характеристик паротурбинной установки и котла утилизатора, при переводе их на скользящее давление.

Кроме этого, значительная часть ТЭЦ находится в черте городов. Поэтому реконструкция ТЭЦ с одновременным наращиванием электрической и тепловой мощности должна обеспечивать если не снижение, то хотя сохранение вредных выбросов на прежнем уровне. В этой ситуации варианты надстройки паротурбинной части с помощью ГТУ с котлами утилизаторами позволяет решить эту задачу без дополнительных затрат на очистные сооружения, так как современные газотурбинные установки способны обеспечить выбросы оксидов азота на уровне 25ppm и ниже. В результате чего при вытеснении котельных агрегатов котлами утилизаторами, выбросы при росте электрической мощности остаются в допустимых пределах. Перечень некоторых ГТУ средней мощности и их характеристик приведен в табл. 3.

Для обеспечения оптимального бтэц по мере исчерпания ресурса паротурбинной части, часть из них должна выводиться без замены. В этой ситуации, в освободившихся ячейках может быть размешены газотурбинные установки, если компоновка позволяет это сделать. Следует при этом учесть, что по мере увеличения удельной выработки на тепловом потреблении, оптимальная доля бтэц снижается, с бтэц = 0,5-0,55 для паротурбинного оборудования с параметрами пара на Ро = 130кг/ см. кв., tо = 555С, до бтэц = 0,35-0,4 для ПГУ с удельной выработкой на тепловом потреблении выше 1 МВт/Гкал. ч. Приведенный выше анализ позволяет определить основные принципы реконструкции ТЭЦ и требования к оборудованию, необходимому для реконструкции:

1. Реконструкция и модернизация ТЭЦ должна быть направлена на повышение использования установленной мощности в течение всего календарного года. С этой целью экономичность реконструируемого или модернизируемого оборудования должна быть не ниже экономичности существующих мощных конденсационных энергоблоков. Поэтому необходимо рассмотрение вопроса о расширении номенклатуры паротурбинного оборудования с промперегревом, в том числе единичной мощностью N = 100 МВт;

2. В процессе реконструкции и модернизация ТЭЦ удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении должна быть повышена до максимально возможной, с учетом выбираемой технологии. При этом выбор технологии определяется наличием рынка потребителей тепловой и электрической энергии и их пропорции;

3. Реконструкция ТЭЦ с надстройкой газотурбинными установками с котлами утилизаторами должна предусматривать отключение системы регенерации, с соответствующим пересчетом характеристик паровой турбины;

4. Параметры газов за газовой турбиной должны обеспечивать сохранение параметров пара перед паровой турбиной во всем диапазоне нагрузок и температур наружного воздуха, в противном случае необходимо организация дожига в котле утилизаторе или перевод паротурбинной части на скользящие параметры. Эффективность оборудования снижается;

5. В процессе реконструкции и модернизации, необходимо приведение величины бтэц к оптимальному уровню, в соответствии с принятой технологией реконструкции.

энергетика термодинамический теплофикация

Список использованной литературы

1. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. М.: Издательство МЭИ, 2002. - 584 с.

2. Арсеньев Л.В., Тарышкин В.Г. Комбинированные установки с газовыми турбинами. Л.: Машиностроение, 1982.

3. Безлепкин В.П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций. СПб.: СПбГТУ, 1997.

Размещено на Allbest.ru