Оценка эффективности применения на малых тэц комбинированных газовоздушных энергетических установок

УДК 621.438

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ НА МАЛЫХ ТЭЦ КОМБИНИРОВАННЫХ ГАЗОВОЗДУШНЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК

Ю.Е. НИКОЛАЕВ, А.Н. МРАКИН Саратовский государственный технический университет

В статье рассмотрена схема газовоздушной энергетической установки для комбинированной выработки электрической и тепловой энергии на малых ТЭЦ, выполнены расчеты системной тепловой и экономической эффективности.

Ключевые слова: газотурбинная установка, тепловая экономичность, газовоздушная установка.

В соответствии с принятой стратегией развития энергетической отрасли в России наметилась тенденция строительства малых и средних ТЭЦ с газотурбинными установками (ГТУ). Такие станции сооружаются на базе реконструкции существующих котельных и при новом строительстве с применением ГТУ отечественных и зарубежных фирм-производителей. По сравнению с действующими теплофикационными системами, на базе паротурбинных ТЭЦ с физически и морально устаревшим оборудованием они обеспечивают заметную экономию топлива и снижение эксплуатационных затрат [1].

Применение ГТУ для комбинированной выработки электрической и тепловой энергии имеет свои особенности, заключающиеся в независимости количества отводимой тепловой энергии потребителям от величины расхода топлива в камере сгорания, который определяется исключительно выработкой электроэнергии. Вместе с тем потребности в электрической и тепловой энергии существенно различаются по сезонам года. Если в летний период электрическая нагрузка снижается на 25-35 % по сравнению с зимней, то тепловая - уменьшается на 80-85 %. При необходимости покрытия электрического графика, особенно в летний период, это приводит к необходимости выпуска части продуктов сгорания после газовой турбины без утилизации теплоты, что обусловливает дополнительные потери и снижение экономии топлива от теплофикации. Поэтому наибольшей тепловой экономичностью обладают режимы работы ТЭЦ с ГТУ по тепловому графику с остановом агрегатов по мере снижения нагрузки. Для повышения тепловой экономичности ГТУ при работе по электрическому графику могут применяться установки с внутрицикловой регенерацией [2]. Однако большинство выпускаемых ГТУ не имеют регенераторов по причине высоких значений степени повышения давления в компрессоре (пк). Поэтому для увеличения электрического КПД (пэ) целесообразно применять другие способы. В частности, предлагается использовать теплоту уходящих газов газовой турбины в воздушной энергетической установке (ВЭУ) для выработки дополнительной электрической энергии и отпуска теплоты. Тепловая схема и термодинамический цикл такой комбинированной газовоздушной установки (ГВУ) показаны на рис. 1, 2.

Достоинством предлагаемой схемы является повышение электрического КПД установки, снижение температуры уходящих газов после утилизатора, возможность использования отводимого из установки воздуха в технологических процессах предприятий, более глубокое охлаждение воздуха после воздушной турбины, меньшая стоимость воздушного цикла по сравнению с паровым.

© Ю.Е. Николаев, А.Н. Мракин Проблемы энергетики, 2009, № 1-2

Тепловую экономичность малой ТЭЦ, по сравнению с раздельной схемой энергоснабжения, можно оценить по абсолютной экономии топлива, кг у.т./год,

^^эк = Вкэс + Вкот В тэц '

где Вкэс, Вкот, В тэц - расходы условного топлива на конденсационной электростанции (КЭС), в котельной (КОТ) и на ТЭЦ, кг у.т./год.

Рис. 1. Тепловая схема ГВУ: К - компрессор; КС - камера сгорания; ГТ - газовая турбина; КУ -воздушный котел; УТ - утилизатор теплоты; ВТ - воздушная турбина; ЭГ - электрогенератор;

1.. .8 - характерные точки цикла

Рис. 2. Термодинамический цикл ГВУ: q1 - подведенная в цикл теплота; Т0 - изотерма окружающей среды; Т)х - изотерма уходящих газов; Qух - потери теплоты с уходящими газами; |||| - теплота, воспринятая в газоводяных подогревателях УТ

Выражая составляющие (1) через КПД энергоустановок и транспорта энергоносителей, имеем, кг у.т./год,

АВ эк =

1

0 тат „

--Э

"Икот

11

.Пэ Пэ Пэс Л

где Он - теплота сгорания топлива, кДж/кг; 0т - количество теплоты, отпущенное от ТЭЦ, кВт*ч/год; ат - доля тепловой энергии, отпущенная от утилизатора теплоты (коэффициент теплофикации); Пкот - КПД котельной

нетто; Э - отпущенная с шин станции электрическая энергия, кВт*ч/год; ^ВУ -

электрический КПД энергоустановки ТЭЦ; Пэ^, Пэс - КПД КЭС и электрических сетей.

Для расчетов удобно пользоваться относительной экономией топлива в виде[3]

АВ эк

8Вэк =---.

Вкэс + Вкот

Выражая расходы топлива на КЭС и котельной и подставляя выражение (2) в (3), с учетом преобразований получим:

у т а т 1 - а т

+-

пгву "Икот

у т а т 1

— +-

5В эк = 1----,

Лэ Лэс Чкот

N лгву

^'гту Чэ

V / - \

у т =—=—г—,

0т Фух I1 - П^)

где у т - удельная выработка энергии на тепловом потреблении; фух = Оут /О2 -

степень использования теплоты уходящих газов ГТУ для теплоснабжения; О ут,

О2 - количество теплоты, отводимое в утилизаторе теплоты и цикле ГТУ, кВт*ч/год.

Предварительные расчеты показывают, что величина 5Вэк зависит главным образом от ат ,ф ух и у т или пэ. Значение ф ух определяется температурой уходящих газов после теплоутилизатора, имеющей предельно допустимую величину по условиям низкотемпературной коррозии поверхности нагрева. Характер влияния фух и ут на 5Вэк определяется температурой наружного

воздуха, степенью повышения давления в компрессоре (як) и температурой газов на входе в турбину.

Оценку тепловой экономичности применения газовоздушной установки рассмотрим на примере малой ТЭЦ с присоединенной коммунально-бытовой тепловой нагрузкой 30 МВт. Климатические условия приняты для Среднего Поволжья. Принимая во внимание, что ГТУ является серийно выпускаемым агрегатом, то выбору подлежат параметры воздушного цикла. Оптимальная

степень повышения давления в компрессоре воздушной турбоустановки из условия максимума получаемой работы цикла определяется по выражению [4]

к-1 2-= к

1

Т4 - ДТтт , ,ч --ПТ ' ПК ,

Т1

где к - показатель адиабаты; пт - адиабатный КПД турбины; пК - адиабатный КПД компрессора; АГт}п - минимальный температурный напор в котле-утилизаторе.

Принимая пт =0,9, пт =0,88 и АГт}п=20 0С, получим св =7,7. Температура уходящих продуктов сгорания и отработавшего воздуха после утилизаторов теплоты принята 120 0С при использовании в качестве основного и резервного топлива на малой ТЭЦ природного газа, что обеспечивает безопасность по условию низкотемпературной коррозии [5]. На станции установлены две ГТУ, при этом в зимний период в работе находятся две установки, а в летний - одна. Результаты расчетов выполнены для следующих вариантов: 1) традиционная теплофикационная ГТУ простого цикла типа НК-37-1 производства ОАО «СНТК им. Н.Д. Кузнецова», 2) ГВУ с одноступенчатым сжатием воздуха в воздушном цикле и той же газовой турбиной, 3) ГВУ с двухступенчатым сжатием воздуха в воздушном цикле и той же газовой турбиной, 4) теплофикационная ГТУ регенеративного цикла типа ГТЭ-6. Расчеты тепловых схем малых ТЭЦ при температуре наружного воздуха +150С приведены в табл. 1. Из анализа полученных значений видно, что электрическая мощность ГВУ, по сравнению с ГТУ, увеличилась на 21,4 %, электрический КПД - на 11,4 %, отпуск теплоты снизился на 52,3 %.

Анализируя табл. 1, следует заметить, что при осуществлении комбинирования циклов (варианты 2, 3) прирост электрического КПД, по сравнению с исходной схемой, в зависимости от числа ступеней сжатия в ВЭУ составляет 2,5-3,8%. Введение внутрицикловой регенерации в ГТУ при низких значениях пк =6 и степени регенерации 0,8, когда она обеспечивает наибольший эффект (вариант 4), позволяет получить КПД порядка 32,1%.

Таблица 1

Показатели различных вариантов ТЭЦ

Наименование показателя Ед. измерения Варианты

1 2 3 4

Степень повышения давления в компрессоре ГТУ - 25,1 25,1 25,1 6

Степень повышения давления в компрессоре ВЭУ - - 7,7 2,77x2,77 -

Температура газов перед газовой турбиной К 1530 1530 1530 1033

Температура газов за газовой турбиной К 757 757 757 678

Температура продуктов сгорания после воздушного котла К - 513 433 -

Температура воздуха на выходе из воздушного котла К - 717 717 -

Температура воздуха на выходе из воздушной турбины К - 452 452 -

Тепловая мощность утилизаторов теплоты МВт 50,23 23,95 19,7 7,59

Электрическая мощность установки МВт 30 36,5 39,2 5,75

Электрический КПД сооружаемой установки % 37 39,5 40,8 32,1

Расчет годовых показателей относительной экономии топлива для рассмотренных вариантов работы малых ТЭЦ выполнен при следующих

исходных данных: рнр=29330 кДж/кг, Пээс =0,4, пэс =0,95, пкот =0,92 и ат =0,8. Учет изменения параметров установок при различных температурах наружного воздуха выполнен по методике [6]. Результаты расчетов приведены в табл. 2.

Таблица 2

Годовые показатели различных вариантов ТЭЦ

Наименование показателя Варианты

1 2 3 4

Электрический КПД пэ, % 38,1 42,8 44,3 33,8

Относительная экономия топлива 5В эк, % 19,5 27,1 29,4 22,7

Как видно из табл. 2, схема малой ТЭЦ с ГВУ обеспечивает относительную экономию топлива 27,1 %, с регенерацией (ГТУ-6) - 22,7 %, без регенерации (НК-37-1) - 19,5 %. Таким образом, использование ГВУ приводит к приросту 5Вэк по сравнению со схемой с регенерацией на 4,4 %, а без регенерации - на 7,6 %.

Экономическая эффективность применения ГВУ определена по методике [7]. За базу приняты цены на энергоносители в 2007г.: стоимость топлива - 1,60 руб/кг, стоимость электроэнергии - 1,95 руб/кВт*ч, стоимость теплоты - 150 руб/ГДж, удельная стоимость сооружения малой ТЭЦ с ГВУ оценена в диапазоне 16 - 28 тыс. руб/кВт. Изменение стоимости энергоносителей на перспективу оценено исходя из темпа роста цен на природный газ 20% в год, электроэнергии и теплоты - 12 %. Результаты расчета срока окупаемости и чистого дисконтированного дохода от цены на топливо и удельной стоимости станции показаны на рис. 3 и 4.

Рис. 3. Изменение срока окупаемости малой ТЭЦ с ГВУ

Как видно из рисунков, в зависимости от указанных факторов срок окупаемости первоначальных инвестиций изменяется в пределах 2,8-4,5 года. При этом индекс доходности составил 4,6-5,1 руб/руб. Это свидетельствует о высокой степени коммерческой эффективности предлагаемой малой ТЭЦ на базе газовоздушной энергетической установки.

1,60 1,85 2,10 2,35 2,60 2,85 3,10

Стоимость топлива, руб./кг

-«—16 ООО руб/кВт ♦ 28 ООО руб/кВт Рис. 4. Изменение чистого дисконтированного дохода малой ТЭЦ с ГВУ

Выводы

1. Предложена новая схема комбинированной газовоздушной установки для малых ТЭЦ, обеспечивающая относительную экономию топлива, по сравнению с раздельной схемой, 27,1 %. По сравнению со схемами ГТУ с регенерацией и без нее прирост эффективности составляет, соответственно, 4,4 и 7,6 %.

2. Предварительные экономические расчеты указывают на достижение срока окупаемости не более 4,5 лет. Необходимо проведение детальных технико-экономических исследований по оценке оптимальных конструктивных решений по воздушному котлу-утилизатору, схемы утилизации горячего воздуха и уточнению экономических показателей газовоздушной установки.

Summary

The scheme of air-gas power unit for the combined development electric and heat power on small thermal power stations is considered in article, the calculations of system heat and economic efficiency are executed.

Литература

1. Грищенко Е.А., Орлов В.Н. Первая в России блочно-модульная теплоэлектростанция на базе ГТД авиационного типа НК-37 мощностью 25 МВт // Теплоэнергетика. 2001. № 2. С.15-17.

2. Бекнев В.С., Иванов В.Л. Возможный способ повышения мощности и экономичности стационарных комбинированных энергетических установок с газовыми турбинами // Теплоэнергетика. 2005. № 6. С.43-47.

3. Андрющенко А.И. О термодинамической эффективности циклов ГТУ в парогазовых установках // Теплоэнергетика. 1998. №6. С.68-71.

4. Андрющенко А.И. Основы термодинамики циклов теплоэнергетических установок: Учебное пособие для вузов. М.: Высшая школа, 1985. 319 с.

5. Липов Ю.М., Самойлов Ю.Ф., Виленский Т.В. Компоновка и тепловой расчет парового котла. М.: Энергоатомиздат, 1988. 270 с.

6. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций: Учебное пособие для вузов / Под ред. С.В. Цанева. М.: МЭИ, 2002. 584 с.

7. Методические указания по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования / А.Г. Шахназаров и др. М.: Информэлектро, 1994. 80 с.

Поступила в редакцию 12 марта 2008 г.

Николаев Юрий Евгеньевич - д-р техн. наук, профессор кафедры «Теплоэнергетика» Саратовского государственного технического университета. Тел. 8 (8452) 52-62-20. E-mail: termo@sstu.ru.

Мракин Антон Николаевич - студент 4 курса специальности «Промышленная теплоэнергетика» Саратовского государственного технического университета. Тел. 8 (8452) 63-89-13. E-mail: anton1987.87@mail.ru.