CC BY
66
... кандидата технических наук, Сумы. 1982. 173 с.
4. Этинберг И.Э., Раухман Б.С. Гидродинамика гидравлических турбин. Л.: Машиностроение, 1978.
5. Будов В.М., Бабин В.А., Лосев В.И. Влияние запиловки лопастей рабочего колеса на характеристику центробежного насоса. // Энергомашиностроение. 1973. N° 7.
УДК 621.31 1.22.084.873
М.С. Кабанов, О.В. Новикова
КРИТЕРИИ ВЫБОРА ПРОЕКТА РЕКОНСТРУКЦИИ ТЕПЛОВОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
(на примере Выборгской ТЭЦ-1 7)
В Санкт-Петербурге и Ленинградской области постоянно растет спрос на электроэнергию, в связи с чем планируется ввод дополнительных мощностей. В то же время оборудование большинства ТЭЦ Северо-Западного региона России морально и физически устарело и требует реконструкции или модернизации. Таким образом, увеличение генерации может происходить как путем нового строительства, так и за счет реконструкции с увеличением установленной мощности основного оборудования.
В стратегии развития ТГК-1 на 2006—2015 годы предусмотрен рост спроса на электроэнергию к 2010 году на 10 % и к 2015-му —28 % по отношению к 2007 году. Потенциальный дефицит электроэнергии превысит с 2011 года 16 % величины полезного отпуска ТГК-1.
При существующих мощностях и условиях работы на рынке электрической энергии реконструкция должна сопровождаться увеличением уровня загрузки оборудования в течение всего года с повышением выработки электроэнергии на тепловом потреблении и ростом конкурентоспособности реконструируемого или модернизируемого оборудования, в том числе и в конденсационном режиме. Таким образом, выбор путей реконструкции существующих ТЭЦ Северо-Западного региона с учетом выполнения указанных условий и развития региональных энергетических рынков — актуальная тема исследования.
Рассмотрим варианты реконструкции на примере Выборгской ТЭЦ (ТЭЦ-17). Она обеспечивает тепловой энергией промышленные
предприятия, жилые и общественные здания Калининского, Выборгского и частично Красногвардейского районов Санкт-Петербурга. Ее электрическая мощность составляет 255 МВт, тепловая — 1060 Гкал/час. Станция выполнена в две очереди:
первая очередь— 3 котла ТП-170 ст. № 1 и № 2 и БКЗ-170 ст. № 3 и две турбины Т-27-90 ст. № 1 и № 2;
вторая очередь — 3 котла БКЗ-320 ст. №№ 4, 5, 6 и две турбины Т-100-130 ст. №№ 3,4; 5 водогрейных котлов ПТВМ-100. На 1 января 2009 года суммарная подключенная нагрузка составляла 728 Гкал/ч с горячей водой и 24,5 Гкал/ч с паром. По статистике около четверти тепловых мощностей остаются невостребованными. Данное положение должно быть учтено в ходе разработки плана модернизации станции.
Динамика отпуска электроэнергии по ТЭЦ-17 демонстрирует в целом тенденцию роста, который составил в 2008 года по отношению к 2001-му 11 %. Данный показатель несколько снизился вследствие кризисных явлений в экономике. Опираясь на прогноз министерства экономического развития, восстановление роста в экономике ожидают к 2010 году, тогда возобновится и рост спроса на электроэнергию. Несмотря на краткосрочный рост теплопотребле-ния в 2003 и 2007 годах, в целом наблюдается тенденция снижения потребления, особенно четко это видно за период 2003-2008 годов (рис. 1).
Вследствие особенности работы теплофикационных турбоагрегатов экономичность ТЭ Ц-17
Млн. кВт-ч
<§>Ч <# с^ с^ Го д ы
Рис. 1. Динамика отпуска тепловой и электроэнергии по ТЭЦ-17
снижается. На рис. 2 показана тенденция роста удельных расходов топлива на отпуск тепловой и электроэнергии. Одновременно зафиксировано падение удельной теплофикационной выработки.
Суммируя вышеизложенное, можно сделать вывод о необходимости комплексной реконструкции ТЭЦ-17. В результате должно произойти повышение установленной электрической мощности без существенного увеличения запаса по тепловой мощности. Покрытие возможного роста тепловой нагрузки может быть за счет снижения заявленной мощности существующих потребителей при стимулировании путем введения двухставочного тарифа на тепло.
При выборе варианта реконструкции предложено ориентироваться на следующие критерии:
соответствие изменения установленных мощностей по электрической и тепловой энергии концепции генеральной схемы тепло- и электроснабжения Санкт-Петербурга на период до 2015 года с учетом перспективы до 2025-го;
134 1 Г 340
132 ^ - 330
§ 130
Й 128 - / < 320
> 126 - - 310
* 124 - 300
* 122 -
120 - 290
118 - -1- -Ч-1- н- 280
&
н ОР
н"
2004 2005 2006 2007 2008
Рис. 2. Динамика изменения удельных расходов условного топлива на отпуск тепловой (7) и электроэнергии (2) по ТЭЦ-17
обеспечение конкурентоспособности ТЭЦ-17 после реконструкции на региональном рынке электроэнергии и мощности путем минимизации удельных расходов на отпуск тепловой и электрической энергии после реконструкции;
минимизация капитальных затрат на реализацию проекта.
После завершения текущих работ, в ходе которых будут реконструированы турбоагрегаты № 3,4 и увеличена электрическая мощность второй очереди на 20 МВт, а тепловая на 14 Гкал/ч, ресурс дальнейшей модернизации установленного оборудования будет практически исчерпан. В связи с этим дальнейшее развитие электростанции возможно только за счет строительства нового блока.
Наиболее рациональный вариант реконструкции станции —строительство нового блока на базе парогазовой установки (ПТУ). Мощность блока не должна превышать 100 МВт из-за сетевых ограничений. Ввод дополнительной мощности более 100 МВт возможен только при условии строительства новых сетей и подстанций. Проект строительства может быть реализован только совместно с ОАО "Ленэнерго" и в дальнейшем не будет рассматриваться. На данный момент проводится реконструкция подстанции № 16, а также распредустройства 110 кВ, в ходе которой ставится задача перевести выдачу мощности от генераторов 1-й очереди ТЭЦ-17 на ПС № 16 с напряжения 35 кВ на 110 кВ. После завершения данных работ существенно упростится задача подключения нового блока.
На данный момент существуют три основных типа ПТУ:
1) со сбросом газов в котел (ПТУ с НПГ);
2) с высоконапорным парогенератором (ПТУ сВПГ);
3) с котлом-утилизатором (ПТУ с КУ) без дожигания и с дожиганием топлива.
Выбор варианта ПТУ в каждом конкретном случае должен определяться исходя из реальных условий эксплуатации и обеспечения экономической эффективности проекта.
ПТУ с ВПГ или со сбросом газов в котел уступают при прочих равных условиях ПТУ с КУ по электрическому КПД — у последней он может достигать 60 % при работе по конденсационному циклу. Как показывают исследования,
теплофикационные ПГУ с КУ имеют самую высокую выработку электроэнергии на тепловом потреблении; среди всех возможных тепловых схем эта — наиболее перспективная. Она отличается простотой и высокой эффективностью производства электрической и тепловой энергии [3]. В силу более низкой эффективности, а также сложности реконструкции варианты 1 и 2 не нашли широкого применения.
Реконструкция на базе П ГУ с КУ может идти как по моноблочной или дубльблочной схеме при выделении оборудования в отдельный блок, так и при работе на общестанционную магистраль без привязки к конкретным машинам. Последний способ позволяет использовать ГТУ с большей единичной мощностью, но в этом случае жестче требования к поддержанию заданных параметров пара на выходе из котла-утилизатора. Снижение количества и увеличение единичной мощности ГТУ способствует уменьшению удельных капитальных затрат на реконструкцию станции, снижению количества технологических связей на ТЭЦ и числа вспомогательных агрегатов.
С уменьшением единичной мощности и увеличением числа ГТУ возможно осуществление более гибкого регулирования нагрузок ПГУ, а вывод из эксплуатации газотурбинных агрегатов, в том числе и на плановые ремонты, менее болезненно отражается на общем отпуске полезной энергии со станции. С другой стороны, при этом увеличиваются капитальные затраты на реконструкцию, возрастает количество паропроводов, трубопроводов и других технологических связей.
В работе были рассмотрены газовые турбины различных производителей, которые могут быть использованы в строительстве ПГУ (табл. 1).
В результате анализа существующих газовых турбин было определено, что условиям строительства ПГУ-95 отвечают следующие возможные решения:
установка двух ГТУ мощностью 30—35 МВт (рис. 3, а):
установка одной ГТУ мощностью 65— 70 МВт (рис. 3, б).
В итоге для окончательного рассмотрения были выбраны два варианта реконструкции: на базе ГТУ ЯВ211Т или У64.3А. Данные ГТУ демонстрируют наилучшие показатели работы в составе ПГУ. Особенностью варианта с ПГУ-95 является возможность поэтапного ввода мощностей:
1-й этап — установка паровой турбины для покрытия существующих нагрузок потребителей. При росте потребления в соответствии с прогнозом будут реализованы 2-й и 3-й этапы, а именно: установка газовых турбин;
2-й этап реконструкции предусматривает ввод одной газовой турбины и котла—утилизатора;
3-й этап — ввод второй газовой турбины и котла-утилизатора (для варианта дубль-блок).
При рассмотрении обоих вариантов предполагается использовать двухконтурный котел-утилизатор 3 И ОМАР, а также одну теплофикационную турбину с отопительным отбором Т-25/ 33-8,8 производства УТЗ.
Программа расчета режимов работы ПГУ создана на базе программного комплекса
Таблица 1
Характеристики газовых турбин класса мощности 30—70 МВт
Название характеристики Значение характеристики для разных турбин
ГТЭ-25У (УТЗ) ЯВ211Т (ТигЬотасЬ) ТгетбО (ТигЬотасЬ) У64.3А ^¡етеш) БОТ-800 ^¡етеш)
Электрическая мощность, МВт 30,4 32 58,207 65,9 45
Электрический КПД, % 31,2 39,1 40,8 34,65 37
Расход выхлопных газов, кг/с 123,4 94,3 165,8 189 130
Температура выхлопных газов, °С 476 503 424 588 538
Рис, 3, Принципиальная схема ПГУ-95: а— моноблок; о — дубль-блок; ОК— осевой компрессор; КС — камера сгорания; ГТ — газовая турбина; Д — деаэратор; ПН — питательные насосы; К — конденсатор; КН — конденсатный насос; РОУ — редукционно-охладительная установка; ПСГ — подогреватель сетевой горизонтальный; ПСВ — подогреватель сетевой вертикальный
Таблица 2
Среднегодовые показатели работы ПГУ-95
Значение показателя
Название показателя в теплофикационном в конденсационном
режиме (отопительный период) режиме (летний период)
Установленная мощность, МВт 95 95
Рабочая мощность, МВт 67 74
Число часов использования установленной мощности (э/э), час/год 4118 2274
Отпуск электроэнергии, МВт/год 391280 216080
Установленная тепловая мощность, Гкал 66 66
Рабочая тепловая мощность, Гкал 49 25
Число часов использования установленной мощности т/э, час/год 4335 1106
Отпуск теплоэнергии, Гкал/год 286160 73000
Потери теплоэнергии, % 5 5
Полезный отпуск теплоэнергии, Гкал/год 271852 69350
Таблица 3
Энергетические показатели работы 11ГУ-95
Значение показателя
Название показателя в теплофикационном режиме (отопительный период) в конденсационном режиме (летний период)
для V64.3A для 2RB211T для V64.3A для 2RB211T
китт, %* 80,9 83,6 64,2 67,2
КПД э/э, % 66,6 75,2 59,3 64,2
Расход условного на отпуск э/э, гу.т/Квт-ч 184,751 163,601 207,52 191,562
Расход условного на отпуск т/э, кгу.т/Гкал 131,401 147,74 170,559 220,703
■"Коэффициент использования тепла топлива
"МаШсасГ, компоновка, тепловой и гидравлический расчеты котла-утилизатора выполнены с помощью программы "Утилизационный паровой котел". Параметры газов на входе в КУ приняты в соответствии с характеристиками ГТУ при следующих параметрах наружного воздуха: давление — 1,013 бар, относительная влажность — 60 %.
Заданы среднегодовые показатели работы ПГУ-95 исходя из прогноза потребности в тепловой и электрической энергии (табл. 2).
Определены основные энергетические показатели блоков на основании методики ОРГРЭС (табл. 3) [4].
Анализ приведенных результатов позволяет сделать следующие выводы:
1. Ввод ПГУ после 2013—2015 годов позволит провести перераспределение баланса в сторону увеличения выработки электроэнергии на
тепловом потреблении. Оба варианта предполагают значительно повысить конкурентоспособность ТЭЦ-17 на региональном рынке тепловой и электрической энергии вследствие улучшения технико-экономических показателей работы станции.
2. Оба проекта соответствуют концепции генеральной схемы тепло- и электроснабжения Санкт- Петербурга на период до 2015 года с учетом перспективы до 2025 год.
3. П ГУ на базе двух ГТУ ЯВ211Т имеет более высокий КПД по выработке электрической и тепловой энергии в течения года.
4. Удельные капитальные вложения строительства моноблока значительно ниже по сравнению с дубль-блоком, однако с точки зрения надежности электрического и теплового снабжения строительство моноблока нежелательно из-за низкой маневренности.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Цанев C.B., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. М.: Изд-во МЭИ, 2002. 584 с.
2. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. М.: Энергия, 1976. 447 с.
3. Тепловые схемы ТЭС и АЭС / В.М. Боровков, О.И. Демидов, С.А. Казаров и др.; Под ред. С.А. Казарова // СПб.: Энергоатомиздат. Санкт-Петербургское отделение, 1995. 392 с.
4. РД 34.08.552-95. Методические указания по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрофикации о тепловой экономичности оборудования / М.: ОРГРЭС, 1995.
5. Стратегия развития ТГК-1 на 2006—2015 гг.
6. Материалы сайта http://www.siemens.com
7. Материалы сайта http://www.tllrbomach. сот
8. Материалы сайта http://iitz.rTi
