CC BY
29
УДК 621.18
АНАЛИЗ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ГПД И ГТД ДЛЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ПЕРЕОСНАЩЕНИЯ ТЭС
М.А. ТАЙМАРОВ, Е.Г. МАКСИМОВ Казанский государственный энергетический университет
Приводятся результаты сравнительного анализа характеристик ГПД и ГТД для целей модернизации тепло- и электрогенерирующих мощностей ТЭС.
В настоящее время топливно-энергетический комплекс России переживает кризисное состояние, заключающееся в нарушении снабжения отдельных регионов и потребителей топливом, электрической и тепловой энергией. Главной причиной напряженности топливно-энергетического баланса страны является устойчивая, начиная с 1990 года, тенденция снижения объемов добычи нефти и угля, а также наметившаяся тенденция снижения объемов добычи природного газа.
Во всех сценариях развития экономики и топливно-энергетического баланса России [1] предусматривается покрытие дефицита потребности в энергоресурсах исключительно за счет природного газа.
В теплоэнергетике положение усугубляется тем, что сокращение объемов промышленного производства на 50-60% по сравнению с 1991 годом не сопровождалось адекватным снижением объемов потребления электрической и тепловой энергии. Сложилась ситуация, когда при большом резерве электрической мощности в региональных энергосистемах невозможно его использовать вследствие падения потребления технологического пара промышленными потребителями. В результате противодавленческие турбоагрегаты теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) фактически простаивают, а турбины типа ПТ являются незагруженными. Кроме того, в новых экономических условиях перехода к социально-ориентированным рыночным отношениям, высокого уровня инфляции, невозможности использования централизованных средств для восполнения отработавших свой ресурс и требующих замены генерирующих мощностей ориентация на традиционное централизованное теплоэнергоснабжение от крупных источников становится проблематичной .
Традиционные централизованные теплофикационные системы не обеспечивают расчетной экономии топлива и общей эффективности. Это связано, в основном, с двумя причинами. Эффект системной экономии топлива от централизации теплоснабжения практически сведен к нулю вследствие того, что к.п.д. промышленных и отопительных котельных повышен до уровня к.п.д. энергетических котлов. Вторая составляющая топливного эффекта от комбинированной выработки электрической и тепловой энергии на ТЭЦ также оказалась ниже расчетной вследствие тепловых потерь и потерь с утечками при транспорте горячей воды на большие расстояния. Эти потери достигают 20 - 25%. Кроме того, магистральные тепловые сети от ТЭЦ имеют низкую надежность, что приводит, в ряде случаев, к нарушению теплоснабжения и соответствующему материальному ущербу.
© М.А. Таймаров, Е.Г. Максимов Проблемы энергетики, 2005, № 3-4
Строительство новых крупных ТЭЦ для покрытия дефицита тепловых мощностей неизбежно связано с крупными капиталовложениями и проблемой отыскания источников финансирования. Ориентация на строительство мощных районных котельных для обеспечения экономичности является неперспективной из-за увеличения потребностей в топливе и необходимости решения экологических проблем.
В этих условиях в России наметилась тенденция на строительство децентрализованных комбинированных источников электро- и теплоснабжения [1-2]. Создание таких энергоустановок имеет ряд преимуществ. Среди них основными являются короткие сроки строительства, повышение надежности теплоснабжения потребителей, снижение инерционности теплового регулирования и потерь в тепловых сетях. Однако существует ряд недостатков, связанных с трудностью их размещения, необходимостью решения экологических задач и вопросов отпуска избытка электроэнергии в общую сеть.
Необходимость строительства собственной электростанции обусловливается следующими причинами:
- затраты на подвод электроэнергии и тепла сопоставимы с расходами на строительство собственной электростанции (новое строительство);
- есть проблемы с региональными энергосетями, либо со стоимостью дополнительной электроэнергии (расширение мощностей);
- штрафы за выбросы в атмосферу попутного газа, прочих продуктов сопоставимы со стоимостью оборудования электростанции (нефтедобывающие компании);
- возможность использования дешевого или "бесплатного" газа в качестве топлива для электростанции (добывающие и транспортные топливные компании);
- ожидание роста тарифов на электроэнергию.
На сегодня возможными приводами генераторов для децентрализованных мини-ТЭЦ являются газовые поршневые и турбинные двигатели. В современных условиях вопросы стоимости оборудования, удельного расхода топлива и эксплуатационных затрат являются особо важными при принятии решения о строительстве собственной электростанции и выборе типа двигателя (рис. 1-2) [2-3].
Как видно из рис. 1, при единичных мощностях менее 3,5 МВт наименьшая удельная стоимость оборудования у поршневых машин. Нужно отметить, что удельная стоимость оборудования и стоимость станции на основе ГПД и ГТД различаются особенно в том случае, когда подводится газ высокого давления при использовании газовых ГТД. Удельный расход топлива на выработанный кВт*ч меньше у газопоршневой установки, причем при любом нагрузочном режиме (см. рис. 2). Это объясняется тем, что к.п.д. поршневых машин составляет 36...45 %, а газовых турбин - 25.34 %. Эксплуатационные затраты на электростанцию с поршневыми машинами ниже, чем на электростанцию с газовыми турбинами (см. рис. 3). Большое повышение стоимости эксплуатационных затрат для ГТД вызывают капитальные ремонты двигателя.
Рис.1. Удельная стоимость поршневой и турбинной установок 18
9916
14
12
10
гтд.
гад
100 90 80 70 60 50 40 30
нагрузка, %
Рис. 2. Удельный расход топлива поршневой и турбинной установками
Рис.3. Эксплуатационные затраты на электростанцию мощностью 5 МВт © Проблемы энергетики, 2005, № 3-4
Применение газотурбинных двигателей в сравнении с газопоршневыми более выгодно на мини-ТЭЦ крупных промышленных предприятий, имеющих значительные (больше 8.10 МВт) электрические нагрузки, собственную производственную базу, высококвалифицированный персонал для эксплуатации установки и ввод газа высокого давления (табл.). Газопоршневые двигатели перспективны в качестве основного источника электроэнергии и теплоты при низких нагрузках на предприятиях самого широкого диапазона деятельности, а именно: в сфере обслуживания - в гостиницах, санаториях, пансионатах и предприятиях пищевой промышленности; в промышленности - на
деревообрабатывающих и химических предприятиях; в сельском хозяйстве - в тепличных хозяйствах, на птицефермах и животноводческих комплексах.
Таблица 1
Сравнительные показатели применения ГПД и ГТД
Показатель Газопоршневой двигатель (ГПД) Газотурбинный двигатель (ГТД)
Долговечность Без ограничения при соблюдении правил эксплуатации и обслуживания Без ограничения при соблюдении правил эксплуатации и обслуживания
Ремонтопригод- ность Ремонт производится на месте и требует мало времени Ремонт производится на специальных заводах и требует затрат времени и средств на транспортировку и ремонт
Транспортировка Может перевозиться любым видом транспорта Транспортировка железнодорожным транспортом не желательна
Экономичность к.п.д. мало меняется при нагрузке от 100% до 50% мощности к.п.д. резко снижается на частичных нагрузках
Удельный расход топлива при 100 % и 50 % нагрузках 9,3...11,6 МДж/кВт-ч 0,264...0,329 м3/кВтч 13,2.. .17,7 МДж/кВт-ч 0,375...0,503 м3/кВтч
Падение напряжения и время восстановления после 50% наб-роса нагрузки 22 % 8 с 40 % 38 с
Влияние переменной нагрузки Не желательна долгая работа на нагрузках менее 50 % (сильно влияет на интервалы обслуживания). При меньшей единичной мощности агрегата- более гибкая работа электростанции в целом и выше надежность. Работа на частичных нагрузках (менее 50%) не влияет на состояние турбины. При высокой единичной мощности агрегата отключение вызывает потерю 30.50 % мощности электростанции
Размещение в здании Требует больше места, т.к. имеет больший вес на единицу мощности. Не требует компрессора для дожимания газа, рабочее давление газа на входе - 0,1.0,35 бар При мощности 5 МВт выигрыш от меньшего размера помещения не значителен. Минимальное рабочее давление газа на входе - 12 бар, требуется газ высокого давления, либо дожимной компрессор, а также оборудование для запуска турбины
Обслуживание Останов после каждой 1000 ч. работы, замена масла. Капитальный ремонт через 72000 ч., выполняется на месте установки Останов после каждых 2000 ч. (данные фирмы Solar). Капитальный ремонт через 60000 ч., выполняется на специальном заводе
Выводы
1. Удельная стоимость строительства ГПД, по сравнению с ГТД, в среднем выше на 30 %.
2. По эксплуатационным затратам и расходу топлива ГПД экономичнее (на 35 %), по сравнению с ГТД, только в случае применения ГПД на малых (до 10 МВт) электростанциях.
Summary
The results of the comparative analysis of the characteristics GPE and GTE for the purposes of modernization warmly and capacities TEP are resulted.
Литература
1.Таймаров М.А. Потенциал энергосбережения и экономичность котельных установок: Учебное пособие.- Казань: КГЭИ, 1999.- 50 с.
2.Таймаров М.А. Парогазовые установки: Учебное пособие.- Казань: КГЭИ, 1999.- 50 с.
3.Межибовский В.М., Иванов В.А., Троицкий А.В. Промышленные и газовые турбины ОАО «НПО Сатурн»: Каталог-справочник.- Рыбинск: ОАО «НПО Сатурн», 2002. -33 с.
Поступила 03.07.2003
