1.2 Сравнение различных схем парогазовых установок.

Перспективное направление развития энергетики связано с газотурбин­ными (ГТУ) и парогазовыми (ПГУ) энергетическими установками тепловых электростанций. Эти установки имеют особые конструкции основного и вспомогательного оборудования, режимы работы и управления. В последние годы были усовершенствованы методы расчета тепловых схем и элементов ГТУ и ПГУ с применением математического моделирова­ния и компьютерной техники. Важными факторами при оценке эффективности работы отдельных энер­госистем служат себестоимость отпуска электроэнергии, удельные затраты на различные виды электрогенерирующего оборудования и сроки ввода раз­личных объектов энергетики в эксплуатацию. Учет этих факторов осущест­вляется при расширении энергосистем и появлении новых генерирующих мощностей.

Себестоимость отпуска электроэнергии в мире, цент (кВт • ч)

Угольная ТЭС ……………………………. 2,4—3,3

Парогазовая установка (ПГУ) на природном газе…. 1,6—2,55

АЭС с реакторами ВВЭР-1000………………………...1,8—3,24

Когенерационные установки…………………............1,2—2,8

Лучшие показатели экономичности среди всех типов ПГУ имеют ПГУ с КУ. При работе на природном газе с номинальной нагрузкой они обеспечивают производство электроэнергии с КПД нетто до 60 %. Вместе с тем для их работы необходимо бесперебойное круглогодичное снабжение природным газом высокого давления (р =4 МПа).

Конъюнктура рынка энергетических ресурсов заставляет искать альтернативные источники топлива, среди которых на первое место выходит уголь. Применение парогазовой технологии на пылеугольных электростанци­ях позволяет значительно сократить потребление природного газа при одно­временном улучшении показателей тепловой и общей экономичности энерге­тических объектов.

Удельные затраты на различные виды электрогенерирующего оборудования в мире (2000—2010 гг.)

долл. США/кВт

ГТУ, дизельные электростанции ……………………………………… 325

Комбинированный цикл (ПГУ) ……………………………………… 535

ТЭС ………………………………… 1150—1470

Усовершенствованные ТЭС …………………………………… 1350—1600

Котлы с циркулирующим кипящим слоем под давлением... 1340—1370

Котлы с циркулирующим кипящим слоем при атмосферном

давлении ………………………………………… 1370—1400

Циклы с газификацией топлива (угля)……………… ……… 1435—1450

АЭС ………………………………… 1500—2500

Установки на биомассе …………………………………… 1700—2760

Когенерационные установки …………………………………… 400—800

Сроки ввода объектов энергетики в эксплуатацию

Тип установок Продолжительность строительства, год

Паросиловые ТЭС ……………………………………… 6—8

ПГУ ……………………………………… 1—3

АЭС ……………………………………… 7—10

Когенерационная установка …………………………… 0,5—2

Энергетика Казахстана нуждается в новой «угольной» политике. Коренной вопрос реформирования топливно-энергетического комплекса (ТЭК) прежде всего касается выбора разумной пропорции между нефтегазовым и угольным топливом.

Переориентирование мировой энергетики преимущественно на уголь — неизбежный путь. Экологическая безопасность и экономическая эффектив­ность угольной энергетики будут обеспечены при переходе от сжигания угля в топочных камерах к технологиям глубокой комплексной его переработки. Экономически развитые страны (США, Германия, Великобритания, Япония и др.) вкладывают значительные средства в разработку газотурбинной и па­рогазовой технологий с применением угля.

Энергетический модуль «газотурбинная установка — котел-утилизатор» ПГУ с параллельной схемой работы используется для генерации пара, на­правляемого в тепловую схему пылеугольных энергоблоков докритических или сверхкритических параметров. Это может быть пар высокого, среднего или низкого давления, что оказывает влияние на профиль тепловой схемы ПГУ. В них КУ выполняют таким образом, чтобы достаточно полно использовать теплоту выходных газов ГТУ. Для этого к его парогенерирующим поверхностям нагрева добавляют газоводяные подогреватели высокого и низкого давления, в которых нагревается часть основного конденсата и питательной воды.

Проектируя тепловые схемы, в которых в КУ генерируется пар ВД, необходимо учитывать, что при закритических параметрах пара на паросиловом энергоблоке генерирующий контур КУ дол­жен быть выполнен прямоточным. Этим обусловлены соответствующие требования к его тепловой схеме.

При работе ПГУ с параллельной схемой должны быть соблюдены некото­рые ограничения, связанные с паросиловым энергоблоком. Целесообразно выбирать тип энергетической ГТУ таким образом, чтобы как можно полнее использовать теплоту ее выходных газов, охладив их до обычной для КУ температуры (80—100 °С). Это потребует в определенных случаях снизить нагрузку энергетического парового котла и максимально загрузить паром па­ровую турбину.

Пылеугольные паровые котлы обычно можно разгружать до 60 % номи­нальной нагрузки в зависимости от вида сжигаемого угля, содержания в нем летучих и от схемы организации топочного процесса.

Увеличение нагрузки паровой турбины до ее максимального значения ограничивается допустимым пропуском пара в ее конденсатор и предельной мощностью ее электрогенератора.

Пылеугольные ПГУ с параллельной схемой имеют преимущества: работа энергетической ГТУ не оказывает влияние на топочный процесс парового котла, сгорание в нем топлива осуществляется по традиционной схеме; легко осуществляется переход от парогазового цикла к автономному (самостоя­тельному) режиму работы основных элементов установки; котел-утилизатор и паросиловой блок соединены между собой только по пару и воде соответ­ствующими трубопроводами и запорными задвижками.

В тепловую схему рассматриваемой ПГУ без ее реконструкции можно внутри энергетического парового котла установить системы подавления оксидов азота и удаления серы из дымовых газов. С учетом водно-химического режима оба парогенератора (КУ и основной пылеугольный котел) питаются обессоленной водой одинакового качества.

Парогазовые установки с параллельной схемой можно применять в Казахстане на паросиловых энергоблоках как на вновь проектируемых пылеугольных электростанциях, так и при реконструкции действующих. Здание, где должны располагаться энергетическая ГТУ, КУ и их вспомогательное обору­дование, может находиться рядом с главным корпусом ТЭС.