Методика выбора варианта реконструкции паротурбинных тэц с физически изношенным оборудованием

УДК 662.749

Ю.Е. Николаев, И. А. Вдовенко

МЕТОДИКА ВЫБОРА ВАРИАНТА РЕКОНСТРУКЦИИ ПАРОТУРБИННЫХ ТЭЦ С ФИЗИЧЕСКИ ИЗНОШЕННЫМ ОБОРУДОВАНИЕМ

Рассмотрена одна из проблем повышения эффективности теплофикации, обусловленная высоким процентом износа основного и вспомогательного оборудования ТЭЦ. Предложена методика выбора варианта реконструкции станций с использованием газотурбинных установок, учитывающая местные условия и особенности энергоснабжения города.

Теплофикация, ТЭЦ, газотурбинная установка

U.E. Nikolaev, I.A. Vdovenko

TECHNIQUE OF THE CHOICE OF THE VARIANT OF RECONSTRUCTION STEAM OF TURBINE THERMAL POWER STATIONS WITH PHYSICALLY WORN

OUT EQUIPMENT

One of problems of increase of efficiency of the central heating, caused in high percent of deterioration of the core and thermal power station auxiliaries is considered. The technique of a choice of a variant of reconstruction of stations with use gas of the turbine installations, considering local conditions and features of power supply of a city is offered.

Central heating, core and thermal power station, use gas of the turbine installations

Важнейшей проблемой отечественной энергетики является высокий процент изношенного основного и вспомогательного оборудования тепловых электростанций, достигающий 50-60 %. В эксплуатации сегодня находятся паротурбинные установки (ПТУ), построенные в 30-50 годах ХХ века, имеющие начальные параметры пара 3-9 МПа, 400-5000С и сжигающие дефицитный природный газ. Подавляющее большинство таких станций располагаются в городской черте и работают с комбинированным производством электрической и тепловой энергии. Низкие начальные параметры пара и высокие затраты на поддержание оборудования в работоспособном состоянии приводят к высоким удельным расходам топлива на отпуск энергоносителей и себестоимости продукции. Проводимые на отдельных станциях мероприятия по выводу основного оборудования из эксплуатации и замене его на новое с теми же начальными параметрами приводит к повышению энергетической эффективности на 1-2% и консервирует устаревшую технологию производства энергоносителей на 20-30 лет. Для существенного повышения эффективности таких ТЭЦ необходимо внедрять прогрессивные технологии с применением газотурбинных (ГТУ) и парогазовых установок (111 У). Однако их использование встречает ряд затруднений, связанных с возможностью расширения главного корпуса станции, находящегося в городской черте, ограничениям по вредным выбросам продуктов сгорания в окружающую среду, на общий расход топлива и выдачу электрической мощности, сохранением присоединенной тепловой нагрузки потребителей. Кроме того, газотурбинные и парогазовые установки имеют отличные от паротурбинных соотношения электрической и тепловой мощности, что будет оказывать влияние на выработку электроэнергии ТЭЦ, отпуск теплоты комбинированным способом и пиковыми котлами. При этом важным является дефицитность или избыточность электроэнергии, производимой на электростанциях города. В случае ее избыточности целесообразно снижение электрической мощности реконструируемой ТЭЦ [1].

Исходя из отмеченного, необходимо рассмотрение альтернативных вариантов реконструкции каждой ТЭЦ, учитывающей все местные условия и особенности энергоснабжения города.

Анализ действующих городских ТЭЦ с физически изношенным оборудованием с начальными параметрами пара 3,5 - 9,0 МПа показал на применение турбин с противодавлением и теплофикационными отборами мощностью 4, 6, 12 и 25 МВт. Конденсаторы турбин демонтированы или используются для подогрева технической воды. Однако такие ТЭЦ несут значительную тепловую нагрузку, обеспечивая жилые районы города горячей водой и промышленные предприятия паром. Поэтому при замене паротурбинных установок на газотурбинные или парогазовые необходимо предусматривать постоянный отпуск теплоты потребителям в период демонтажа старого и установки нового оборудования. Учитывая изложенные особенности действующих ТЭЦ возможно рассмотрение следующих вариантов их реконструкции:

1-Nн = Nд,втнэц >вдэц,Qн = Qд,Qнф < Qдф,мнэц <м^,

2-Nн < Nд,внэц = вдэц,Qн = Qд,Qнф < Qдф,мнэц < мдэц,

3- Nн > Nд ,Вн > Вд

э лэу тэц тэц

Одф ,Мн < Мд

^т^^ тэц — тэ]

Он = о д о н _ О

у ЧСт ^т ’ ^тф ^тф^

Здесь N3, Втэц, От, Отф - электрическая мощность, суммарный расход топлива установки с учетом пикового котла, тепловая нагрузка, теплофикационная мощность энергоустановки. Индексы н и д соответствуют новому и действующему энергооборудованию.

В первом варианте электрическая мощность нового оборудования принимается такой же как и выводимого из эксплуатации (действующего). Из-за большей величины удельной выработки энергии на тепловом потреблении нового оборудования расход топлива увеличивается, отпуск теплоты комбинированным способом уменьшается. Во втором варианте сохраняется одинаковым расход топлива на ТЭЦ до и после реконструкции. По указанным причинам электрическая мощность ТЭЦ и отпуск теплоты комбинированным способом после реконструкции снизятся. Третий вариант предполагает одинаковую теплофикационную тепловую мощность до и после реконструкции ТЭЦ, что приводит к увеличению электрической мощности и расхода топлива при установке нового оборудования. Во всех вариантах сохраняется одинаковый отпуск теплоты от станции, а массовые выбросы вредных веществ в окружающую среду не превышают аналогичных показателей установок до проведения реконструкции ТЭЦ.

В качестве нового оборудования, устанавливаемого вместо паротурбинного, рассмотрены ГТУ с газоводяным подогревателем для нагрева сетевой воды, имеющие соизмеримые электрические мощности с ПТУ, небольшие габаритные размеры, позволяющие размещать их на площадках демонтируемого оборудования и требующие минимальных капитальных затрат на проведение реконструкции ТЭЦ. Для оценки соотношений между электрической мощностью, расходом топлива и теплофикационной нагрузкой нового газотурбинного и демонтируемого паротурбинного оборудования действующих ТЭЦ при постоянной присоединенной тепловой мощности станции и ограничениях на вредные выбросы воспользуемся зависимостями между указанными характеристиками, приведенными в [2].

Для 1 варианта:

(

Вггу

тэц

Л

впту

V тэц у

1 - а„

гту

ау

пту п

1 — а„

л

п

пту

Пп

где а - коэффициент теплофикации, у - удельная выработка энергии на тепловом потреблении, пэ- электрический КПД энергоустановки, ппк - КПД пикового котла.

Здесь и далее под пэ понимается КПД теплофикационного цикла ПТУ.

Для второго варианта:

агту / апту •

Для 3 варианта:

V гту / пту / ^ гту 1шу ^ пту 1гту V /

Тепловая экономичность рассмотренных вариантов определена с помощью коэффициента рэк, представляющего отношение достигаемой экономии топлива от комбинированной выработки электроэнергии и теплоты на ТЭЦ с ГТУ к аналогичной экономии топлива при установке ПТУ:

в = Л вэку

в эк

а г

Л Впту эк

а

гту п гту Ч э

1 тэс 1э у

пк

пту п пту

пэ

тэс

1э у

э

э

1

1

1

п

кот

1

1

1

где пкот - КПД котельной в раздельной системе энергоснабжения, ц™эс - КПД тепловой электростанции (ТЭС) в раздельной схеме энергоснабжения.

Соотношения между массовыми выбросами вредных веществ были определены по уравнениям:

МГТУ /МПТУ = Vдг -Б •Сгту /Vдг -Б • Спту

МКОх ' МКОх ¥гту Бгту СШХ ' 'пту Бпту СШХ ,

МГТУ / МПТУ = Vдг • Б • Сгту / Vдг • Б • Спту

МСО ' МСО ¥гту Бгту ССО ' 'пту Бпту ССО ,

где V!Ty, VпTy - объем дымовых газов ГТУ и ПТУ, м3 / м3, С^ОХ , ССОУ - концентрация окислов азота и углерода в продуктах сгорания ГТУ, мг/м3, СКОХ , ССО - концентрация окислов азота

и углерода в продуктах сгорания ПТУ, мг / м3.

Приведенные выражения (1)-(9) могут быть использованы для расчета характеристик на отдельных режимах, так и при расчете годовых показателей ТЭЦ. Ниже выполнены расчеты количественных показателей при различных вариантах реконструкции ТЭЦ. Рассмотрена замена паротурбинного оборудования на начальные параметры пара 3,5 МПа, 4000С и 9,0 МПа, 5000С, обеспечивающего коммунально-бытовую нагрузку. В 1 и 2 вариантах в связи с понижением теплофикационной нагрузки рассмотрены ГТУ без регенерации. В 3 варианте при одинаковой теплофикационной нагрузке ГТУ и ПТУ с целью недопущения выбросов продуктов сгорания без утилизации теплоты в летний период рассмотрены газовые турбины с регенерацией. Результаты расчетов представлены в табл.1,2. При этом принято: пГу =0,32 для температуры наружного воздуха +150С в схеме без регенерации, пГу =0,37 - то же с регенерацией, ппту =0,23 (при начальных параметрах пара 3,5 МПа, 4000С) и 0,3 (при параметрах 9,0

МПа, 5000С). В расчете годовых показателей установок учитывалось изменение электрического КПД и удельной выработки энергии на тепловом потреблении в зависимости от температуры наружного воздуха. КПД ТЭС и котельной приняты равными 0,38 и 0,92. Концентрации вредных выбросов СКОХ =50 мг / м3, С СО =80 мг / м3, СКОХ =250, ССО =650 мг / м3.

Таблица 1

Численные значения соотношений, рассчитанных по зависимостям (1)-(9) , при замене ПТУ с начальными параметрами пара 3,5 МПа, 4000С на ГТУ

Наименование показателя Номер варианта реконструкции ТЭЦ

1 2 3

При расчетной тепловой нагрузке За годовой период При расчетной тепловой нагрузке За годовой период При расчетной тепловой нагрузке За годовой период

1. Вгту /вп1у тэц / гэу 1,023 1,53 1 1,466 1,46 2,35

с ^ СУ о4 0,37 0,54 0,297 0,43 1 0,87

3. N N эпгу 1 1 0,805 0,805 2,7 2,7

4 Эгт^зпту 0,97 0,77 2,672

5. вэк 0,871 0,945 0,7 0,86 1,9 1,98

С. Л /Г ГТУ /л ,тПТУ 6. МШх ' МШх 0,998 0,386 0,844 0,416 0,612 0,494

7 М СОУ / М ПОУ 0,909 0,336 0,806 0,376 0,589 0,364

Таблица 2

Численные значения соотношений, рассчитанных по зависимостям (1)-(9) , при замене ПТУ с начальными параметрами пара 9,0 МПа, 5000С на ГТУ

Наименование показателя Номер варианта реконструкции ТЭЦ

1 2 3

При расчетной тепловой нагрузке За годовой период При расчетной тепловой нагрузке За годовой период При расчетной тепловой нагрузке За годовой период

1. Вгту /Впту тэц / тэц 1,13 1,22 1 1,014 1,29 1,66

2. от;/о пту 0,56 0,65 0,24 0,278 1 0,89

3. N э^/ N эпту 1 1 0,4 0,4 1,78 1,78

4 Э^у^э™7 0,958 0,383 1,64

5. вэк 0,59 0,638 0,195 0,227 0,99 1,025

С. Л/Г ГТУ /Л/Г ПТУ 6- МШх / МШх 0,951 0,351 0,823 0,402 0,589 0,452

к 8 £8 1> 0,865 0,323 0,788 0,358 0,502 0,341

Анализируя полученные результаты (табл. 1, 2), видим, что при одинаковой электрической мощности ПТУ и ГТУ (вариант 1) и при постоянном расходе топлива на ТЭЦ (вариант 2) величина теплофикационной тепловой мощности уменьшается до 0,3-0,65 от нагрузки паротурбинного варианта с увеличением нагрузки пикового котла, что объясняется различием удельной выработки энергии на тепловом потреблении установок. Так, у^ изменяется в пределах 0,5-0,7 в зависимости от температуры наружного воздуха, упту = 0,3-0,4. По этой же причине годовая выработка электроэнергии и массовые выбросы вредных веществ оказываются меньшими, чем в ПТУ. По сравнению с вариантом ПТУ достигаемая экономия топлива снижается до 0,23-0,95. В случае одинаковой теплофикационной тепловой мощности ГТУ и ПТУ годовая выработка электроэнергии увеличивается в 1,6-2,7 раза, а годовой расход топлива в 1,7-2.4 раза. При этом массовые выбросы окиси углерода превышают на 9-12% паротурбинный вариант, а по выбросам окислов азота оказываются меньшими. Достигаемая экономия топлива в зависимости от начальных параметров пара увеличивается до 2 раз. Следовательно, при реализации 3 варианта реконструкции ТЭЦ требуется расширение топливного хозяйства и электрической схемы станции.

Экономическая эффективность вариантов при замене оборудования ПТУ на ГТУ определена по величине прироста интегрального эффекта, руб:

ЛЭИН = £

г=1

Тс

л Кприв = Кдем + X Л К г -

г=1

где СТ, Сэ - тарифы на топливо и электроэнергию, руб/кг.у.т., руб/кВт-ч, ДВ -изменение расхода топлива при установке ГТУ вместо ПТУ ( + - увеличение, — уменьшение), кг.у.т./год; ДЭ -прирост выработки электроэнергии (+ - увеличение, — уменьшение), кВт ч/год; ДИуп -изменение условно-постоянных затрат (отчисления на амортизацию, ремонт, обслуживание, прочие), руб/год; ДИврв- изменение оплаты за вредные выбросы, руб/год; ДКприв -изменение приведенных капиталовложения по вариантам, руб; ДКпк - стоимость пикового котла, руб; Кдем — затраты на демонтаж оборудования, руб.; ДК изменение стоимости реконструкции в год г, руб.; Т, Тстр - сроки службы и реконструкции ТЭЦ, год.; Е - норма дисконта.

Таблица 3

Экономические показатели реконструкции ТЭЦ с параметрами пара 3,5 МПа, 4000С

Наименование показателя и единицы измерения Вариант

1 2 3

1. Электрическая мощность ГТУ при расчетной нагрузке, МВт 12 9,6 32

2. Изменение расхода топлива на ТЭЦ, млн. кг у.т/год - на энергоустановке 4,3 2,36 56,2

- на ПВК 17 21,0 4,0

3.Изменение выработки электроэнергии на ТЭЦ, млн. кВт-ч/год. -2,13 -16,82 130,51

4.Изменение вредных выбросов; т/год - NOх -193,28 -183,83 -151,7

- СО -565,65 -531,8 -549,2

5. Удельный расход топлива на отпуск электрической энергии, г/кВтч 248 249 250

6.Удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии, кг/ГДж 33,8 33,9 34,3

7. Изменение топливной составляющей, млн. руб/год 72,58 63,71 217,7

8. Стоимость электроэнергии из системы, млн. руб./год -3,19 -25,21 195,77

9.Изменение условно постоянных затрат, млн. руб./год -44,32 -50,66 -3,01

10. Изменение стоимости вредных выбросов, млн. руб./год -0,520 -0,494 -0,429

11. Затраты на демонтаж млн.руб/год 86,2 86,2 86,2

12. Прирост интегрального эффекта, млрд. руб 0,53 0,48 0,61

По приведенным выражениям выполнены расчёты ДЭин при замене ПТУ с турбинами Т-12-35 и Т-25-90. В табл. 3 приведены экономические показатели реконструкции ТЭЦ на начальные параметры пара 3,5 МПа, 4000С. В расчётах принято: Сэ = 1,3руб./кВт-ч; СТ = 3,4 руб./кг у.т; т = 8100 ч/год. Т = 25 лет, Тстр = 2 года. Удельная стоимость реконструкции изменялась в зависимости от мощности ГТУ в пределах 34000-45000 руб./кВт. Стоимость оплаты вредных выбросов принималась в размере 260 руб./т окислов азота и 60 руб/т окислов углерода. На рис. 1 и 2 представлено изменение интегрального эффекта в зависимости от варианта реконструкции при различных начальных параметров пара ПТУ.

0,7 ------------------------------------------------------------------------

0,6--------------------------------------------------------- ----------------

0,5-----------------------------------------------------------------------------

ю

^ 0,4-----------------------------------------------------------------------------

2 о,з-----------------------------------------------------------------------------

х

I 0,2-----------------------------------------------------------------------------

0

< 0,1-----------------------------------------------------------------------------

0 ]--------------------------------------------------------------------------

1 2 3

вариант

Рис. 1. Прирост интегрального эффекта при замене ПТУ с параметрами пара 3,5 МПа, 5000С на ГТУ

ю

>

CL

X

0 I о ^ п < и 0

1

2

3

вариант

Рис. 2. Прирост интегрального эффекта при замене ПТУ с начальными параметрами пара 9,0 МПа,

5000С на ГТУ

Из анализа полученных результатов следует, что электрические мощности ГТУ изменяются в зависимости от варианта. Наибольший экономический эффект достигается в 3 варианте за счет дополнительной выработки, при этом увеличивается расход топлива на ТЭЦ. В 1 и 2 вариантах прирост интегрального эффекта уменьшается в результате покупки недостающей электроэнергии из системы.

Выводы

1.Разработана методика выбора варианта реконструкции паротурбинных ТЭЦ с физически изношенным оборудованием с заменой на газотурбинное, учитывающая ограничения на выдачу электрической мощности, расхода топлива, теплофикационной нагрузки при постоянной тепловой мощности станции.

2.Наибольший экономический эффект от реконструкции позволяет получить вариант 3 при одинаковой теплофикационной нагрузки ТЭЦ. Замена энергооборудования при одинаковой электрической мощности (вариант 1)приводит к снижению эффекта (на 12-17%), а при одинаковом расходе топлива (вариант 2) - на 20-30% по сравнению с вариантом 3.

ЛИТЕРАТУРА

1. Применение ПГУ на ТЭЦ / В. А. Батенин, Ю.А. Зейгарник, В.М.Масленников, Ю.Л. Шехтер, А. Г. Ротинов // Теплоэнергетика. 2008. №12. С. 39-43.

2. Николаев Ю.Е. Научно-технические проблемы совершенствования теплоснабжающих комплексов городов / Ю.Е. Николаев. Саратов: Сарат. гос. техн. ун-т, 2002. 88 с.

BIBLIOGRAPHY

1. Application PGU on thermal power station / V.A. Batenin, J.A. Zejgarnik, V.M. Maslennikov, Y.L. Shekhter, A.G. Rotionov // Power system. 2008. №12. With. 39-43.

2. Nikolaev Ю.Е. Sscientifically technical problems of perfection warmly supplying complexes of cities / Ю.Е. Nikolaev. Saratov: SSTU, 2002. 88 p.

Николаев Юрий Евгеньевич -

доктор технических наук, профессор кафедры «Теплоэнергетика» Саратовского государственного технического университета Вдовенко Иван Анатольевич -аспирант кафедры «Теплоэнергетика» Саратовского государственного технического университета

Nikolaev Yuriy Evgenevich -

Doctor of Technical Sciences, Professor of the Department of «Power system» of Saratov State Technical University Vdovenko Ivan Anatolevich -Student, Master of the Department of «Power system» of Saratov State Technical University