Обгрунтування доцільності реконструкції котелень та ТЕЦ з використанням газотурбінних установок

К.т.н. П.А. Березинець, зав. лабораторії парогазових установок, ВАТ «ОТІ», м.Київ

Газотурбінні надбудови опалювальних котелень

Поява на вітчизняному ринку енергетичних газотурбінних установок (ГТУ) малої і середньої потужності з непоганими економічними показниками (ККД, габаритні розміри, вартість) дає можливість реалізувати комбіновану вироблення тепла і електроенергії в опалювальних і промислових теплоджерелом, що використовують газове паливо.

При реконструкції опалювальних котелень з використанням газотурбінних надбудов виникають такі проблеми:

- висновок генерується електроенергії (без цього про використання ГТУ не може бути й мови);

- вишукування площі для розміщення ГТУ (при відсутності вільних площ або неприйнятність інших технічних рішень для розміщення ГТУ використання їх також неможливо);

- обмеження споживання природного газу (якщо дозволено споживання природного газу в кількості, достатній тільки для забезпечення максимальної або більш низького теплового навантаження, то діапазон покривається ГТУ навантаження звужується);

- необхідність підвищення тиску природного газу для ГТУ.

Модернізація опалювальних котелень може виконуватися двома способами.

1. За допомогою установки модулів ГТУ-ГПСВ (ГПСВ - газовий підігрівач мережевої води) і інтеграцією їх в теплову схему котельні. Фактично це розширення котельні, тому що розташовується теплова потужність при цьому збільшується. Режим експлуатації існуючої частини котельні в цьому випадку зміниться з базового на піковий. Вибір сумарної потужності модулів повинен здійснюватися при оптимальному коефіцієнті теплофікації.

2. За допомогою надбудови діючих водогрійних котлів газотурбінними установками. При цьому способі необхідно узгодження характеристик ГТУ і котлів. Це стосується в першу чергу витрати вихлопних газів ГТУ, рас

ходу газів через водогрійні котли і продуктивності димососів. Можливі три схеми сполучення ГТУ і водогрійного котла (рис. 1).

Перша - скидна збалансована схема (рис. 1а), при якій весь витрата вихлопних газів направляється в пальники водогрійного котла. Додаткове паливо в водогрійному котлі спалюється за рахунок повітря, наявного в вихлопних газах ГТУ. При нестачі в них повітря може бути використаний дутьевой вентилятор. При відключенні ГТУ зберігається можливість роботи котла на дуттєвих вентиляторах. Переведення з комбінованого режиму (з ГТУ) в автономний (з дуттьовими вентиляторами) найбільш просто здійснюється при зупинених ГТУ і котлі перемиканням щільних газових клапанів або заглушок.

Друга - скидна незбалансована схема, коли витрата вихлопних газів ГТУ перевищує допустимий витрата газів через котел.

За ГТУ можна встановити ГПСВ, в якому вихлопні гази охолоджуються до температури відхідних газів водогрійного котла. Необхідна для спалювання палива кількість газів направляється в пальники котла, а інша частина викидається в димову трубу. Мережева вода нагрівається в ГПСВ і водогрійному котлі (рис. 1б). Теплове навантаження регулюється зміною витрати палива в пальники водогрійного котла і необхідного для його спалювання витрати газів після ГПСВ.

У третій схемі надмірна частина витрат вихлопних газів після ГТУ скидається в ГПСВ, включений паралельно водогрійних котлів (рис. 1в). Регулювання теплового навантаження здійснюється зміною витрати палива в котлі.

Для реалізації останніх двох схем необхідні додаткові витрати на спорудження ГПСВ. Якщо не потрібне збільшення теплової потужності котельні, то в першу чергу повинна розглядатися збалансована схема.

Для ілюстрації використання ГТУ розглянемо типову районну опалювальну котельню, оснащену двома котлами КВГМ-100, середньомісячна теплове навантаження яких протягом року представлена ​​на рис. 2. Графік тривалості дії теплових навантажень котельні і відповідний йому графік потужності ГТУ показаний на рис. 3.

Котельня має можливість розширення за рахунок наявних вільних площ і демонтажу невикористаного обладнання. На території котельні є місце для розміщення електротехнічного обладнання, що забезпечує передачу електроенергії в енергосистему. Ліміт споживання природного газу використовується на 50%, тому що розширення котельні зупинено через зниження темпів житлового будівництва. Надмірний тиск природного газу, що надходить на територію котельні, становить 0,15 МПа, тобто для роботи ГТУ потрібна установка дожимні компресорів. Таким чином, котельня повністю задовольняє перерахованим умовам розміщення в ній ГТУ. Показники роботи котельні, виконаної за збалансованою схемою з використанням ГТУ різної потужності, представлені в табл. 1. У розрахунках були прийняті наступні температурні графіки теплової мережі: зимовий - 70/150 ОС, річний - 35/70 ОС.

При вартості встановленої газотурбінної потужності 600 дол. США / кВт фактичний термін погашення 100% кредиту (12 млн дол. США) на установку першої ГТУ складе 4 роки. Однак для залучення інвесторів слід орієнтуватися на фактичний строк погашення кредиту до 2 років, що також можливо, але за умови, якщо вартість встановленої потужності становить менше 400 дол. США / кВт.

Таким чином, якщо в опалювальної котельні є необхідні умови, то установка ГТУ з використанням збалансованої або незбалансованої скидний схеми може забезпечити істотний економічний ефект.

Газотурбінні і парогазові ТЕЦ

Досвід розробки ГТУ-ТЕЦ показує, що, не уступаючи паросилових ТЕЦ по техніко-економічними показниками, ГТУ-ТЕЦ значно дешевше за капітальними витратами, простіше з улаштування та експлуатації.

Росія має значний досвід освоєння ГТУ-ТЕЦ. Перша така установка була споруджена в 1971 р для теплопостачання м.Жовті Води. На цій ТЕЦ в даний час експлуатуються чотири ГТУ типу ГТЕ-35 і дві типу ГТЕ-45 виробництва ВАТ «Турбоатом». Тепло вихлопних газів утилізується в газових подогревателях мережної води. Сумарна електрична потужність станції становить 230 МВт, максимальне теплове навантаження, що відпускається електростанцією, перевищує 300 Гкал / год.

Головна проблема при використанні ГТУ-ТЕЦ - визначення оптимальної частки газотурбінної потужності в відпускається теплової потужності і числа годин її використання. Якщо ГТУ-ТЕЦ працює на споживача з постійною цілодобовою тепловим навантаженням, то максимальна вигода власнику забезпечується в тому випадку, якщо всі тепло відпускається від газотурбінних установок. Якщо ж протягом року теплове навантаження змінюється значно, ГТУ буде використовуватися істотно менше число годин, що в свою чергу буде підвищувати собівартість електроенергії.

Основну роль при вирішенні цього завдання відіграють техніко-економічні показники ГТУ і її потужність. Цілком очевидно, що якщо ККД ГТУ в автономному режимі порівняємо з ККД паросилова ТЕЦ в конденсаційному режимі, то перевага ГТУ-ТЕЦ незаперечно в будь-якому випадку.

Електричний ККД сучасних ГТУ становить 34-37%. Він близький або навіть вище ККД паротурбінних установок ТЕЦ докритического тиску, що працюють в конденсаційному режимі. Вироблення тепла не знижує цього ККД на відміну від паротурбінних установок, де електрична потужність і ККД внаслідок відборів пара на теплофікацію (особливо промислових, при високому тиску) значно зменшуються.

Для збільшення вироблення тепла в періоди максимальних навантажень можуть використовуватися основні котли-утилізатори ГТУ, які для цього оснащуються пальниками для спалювання додаткового палива. Додаткове спалювання палива, проте, так само як і зменшення теплового навантаження (недовикористання тепла відпрацьованих в ГТУ газів), знижує ефективність ГТУ-ТЕЦ. Навіть з урахуванням цього ГТУ найбільш привабливі для промислових ТЕЦ зі значною часткою стабільної парової навантаженням, хоча економічно ГТУ-ТЕЦ можуть бути вигідними і при різко змінному графіку теплової та електричної навантаження.

Найбільш ефективним варіантом модернізації ТЕЦ є використання бінарних парогазових установок. При такій схемі кожна ГТУ працює на свій котел-утилізатор, в якому генерується і перегрівається пара, що надходить, наприклад, в загальний колектор і з нього в наявні парові турбіни.

Схема котла для ПГУ-ТЕЦ може бути спрощена шляхом заміни контурів низького і середнього тиску газоводяного підігрівачем мережної води. Вироблення тепла в цьому випадку здійснюється за рахунок відборів пара з парової турбіни і в газоводяного підігрівачі.

Порівняльна ефективність газотурбінних і парогазових ТЕЦ з ГТУ середньої потужності (70 МВт), які використовуються для покриття однієї і тієї ж заданої теплового навантаження, характеризується даними, наведеними в табл. 2. Розрахунки виконувалися з урахуванням терміну використання -40 років, при світових цінах на паливо, обладнання, електроенергію і тепло. Результати свідчать, що всі варіанти ТЕЦ при розумних тарифах і цінах на паливо ефективні. Найкращі фінансово-економічні показники мають ГТУ-ТЕЦ і ПГУ-ТЕЦ з турбінами типу Т.

Газотурбінні установки з котлам-утилізаторами найкраще розташовувати в новому головному корпусі на майданчику діючої ТЕЦ. У цьому випадку старі котли і частина парових турбін можуть зберігатися в резерві для покриття пікових навантажень або використовуватися при перервах в газопостачанні (тому що в котлах в якості резервного палива може використовуватися мазут).

На багатьох ТЕЦ можлива прибудова блоку ГТУ - котел-утилізатор з боку тимчасового торця головного корпусу, введення його в дію і підключення до парового колектора, створення резерву парової потужності і подальша послідовна заміна енергетичних котлів та парових турбін на ГТУ і котли-утилізатори.

Різні варіанти використання ГТУ і ПГУ на ТЕЦ можуть набути широкого поширення. На ТЕЦ потужністю понад 200 МВт (ел.), В паливному балансі яких природний газ займає 90% або більше, експлуатується близько 300 парових турбін потужністю 60-110 МВт. Частина з них можна і доцільно замінити газовими. При цьому найбільша вигода може бути отримана, якщо така заміна буде здійснена зі збільшенням електричної потужності ТЕЦ (при постійній теплової навантаженні оптимально збільшення потужності в 2-2,5 рази).

Труднощі, що виникають при технічному переозброєнні котелень і ТЕЦ з використанням газотурбінних і парогазових технологій, в основному пов'язані: зі стисненістю майданчиків, необхідністю виведення збільшеної потужності і забезпечення надійної цілорічної подачі природного газу (або резервування дизельним паливом), мінімізацією капітальних вкладень.

На ТЕЦ можливі газотурбінні надбудови різних типів. При порівняно невеликій одиничної паропродуктивності котлів старих ТЕЦ для цієї мети можна використовувати ГТУ потужністю 15-30 МВт з витратами газів 65-100 кг / с. Надбудови збільшують вироблення електроенергії на тепловому споживанні. Їх ефективність по фінансово-економічними показниками необхідно оцінювати в кожному конкретному випадку.

Вигода від впровадження газотурбінних і парогазових технологій для технічного переозброєння ТЕЦ буде максимальною в тому випадку, якщо будуть використані газові турбіни вітчизняного виробництва.

При сприятливому вирішенні організаційно-технічних і господарських питань, пов'язаних з впровадженням ГТУ в енергетику, їх використання дозволить в 1,5-2 рази знизити витрати на виробництво електроенергії і тепла.

скачати безкоштовно Обгрунтування доцільності реконструкції котелень та ТЕЦ з використанням газотурбінних установок в архів.zip (310 кБт)