Внедрение парогазовых турбин в энергосистему (ТЭЦ 21 и 27)

Рисунок 1. Схема ПГТ: ГТУ - газотурбинная установка; ЭГ - электрогенератор; КУ - котёл-утилизатор; ПЕ - пароперегреватель; ИС - испаритель; ЭК - экономайзер; ГПК - газовый подогреватель конденсата; ВД - высокое давление; СД - среднее давление; НД - низкое давление; ПН - питательный насос; РН - насос рециркуляции; Д

- деаэратор; ПТУ - паротурбинная установка; ЦВД - цилиндр высокого давления; ЦСД - цилиндр среднего давления; ЦНД - цилиндр низкого давления; К - конденсатор; СП - сетевой подогреватель.

Специфика электрической части ТЭЦ определяется расположением электростанции вблизи центров электрических нагрузок. В этих условиях часть мощности может выдаваться в местную сеть непосредственно на генераторном напряжении. С этой целью на электростанции создается обычно генераторное распределительное устройство (ГРУ). Избыток мощности выдается, как и в случае КЭС, в энергосистему на повышенном напряжении[8].

Существенной особенностью ТЭЦ является также повышенная мощность теплового оборудования по сравнению с электрической мощностью электростанции. Это обстоятельство предопределяет больший относительный расход электроэнергии на собственные нужды, чем на КЭС.

Размещение ТЭЦ преимущественно в крупных промышленных центрах, повышенная мощность теплового оборудования в сравнении с электрическим повышают требования к охране окружающей среды. Так, для уменьшения выбросов ТЭЦ целесообразно, где это возможно, использовать в первую очередь газообразное или жидкое топливо, а также высококачественные угли. Размещение основного оборудования станций данного типа, особенно для блочных ТЭЦ, соответствует таковому для КЭС. Особенности имеют лишь те станции, у которых предусматривается большая выдача электроэнергии с генераторного распределительного устройства местному потребителю. В этом случае для ГРУ предусматривается специальное здание, размещаемое вдоль стены машинного зала (рис.1.1) (приложение 2).

3. Расчеты по внедрению парогазовых турбин

Основным преимуществом новых технологий с использованием парогазовых турбин является то, что экономический эффект достигается без снижения надежности и маневренности турбоустановок. По техническим условиям завода-изготовителя допускается дополнительный отбор пара в количестве до 50 т/ч из пятого отбора на ПНД-3 сверх отбора на этот подогреватель без снижения надежности работы проточной части турбины.

Эффективным и наименее затратным способом, позволяющим обеспечить экономичный подогрев потоков подпиточной воды теплосети и добавочной питательной воды котлов, является непосредственное использование для этой цели регенеративных подогревателей низкого давления (ПНД) [9].

Оценка тепловой экономичности разработанных технологий проведена по величине удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении , кВт×ч/м3, получаемой за счет отборов пара на подогрев 1 м3 обрабатываемой воды:

, (1)

где - расход обрабатываемой воды, м3/ч; - мощность, затрачиваемая на привод насосов, перекачивающих воду или конденсат в схемах ВПУ, кВт,

, (2)

где - давление, создаваемое насосом, МПа; - расход учитываемого потока, кг/с; - КПД насоса;

- сумма мощностей, развиваемых теплофикационной турбоустановкой на тепловом потреблении за счет отборов пара на подогрев теплоносителей, кВт,

, (3)

где , - расход, кг/с, и энтальпия, кДж/кг, пара, используемого в качестве греющего агента на i-м участке схемы; - энтальпия свежего пара, кДж/кг; - электромеханический КПД турбогенератора;

- мощность, вырабатываемая на тепловом потреблении за счет отбора пара на условный эквивалентный регенеративный подогреватель, кВт,

, (4)

где - расход пара на регенерацию, кг/с; - энтальпия условного эквивалентного регенеративного отбора, кДж/кг; - энтальпия j-го отбора, перед которым конденсат греющего пара смешивается с основным конденсатом турбины, кДж/кг.

Так, удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении:

, (5)

где - энтальпия деаэрированной воды после вакуумного деаэратора, кДж/кг; - энтальпия воды после химического умягчения, кДж/кг; - энтальпия греющего агента, подаваемого в вакуумный деаэратор, кДж/кг; - энтальпия сетевой воды, подогреваемой в подогревателе греющего агента, кДж/кг; - энтальпия пара регенеративного отбора, кДж/кг; - энтальпия конденсата греющего пара после подогревателя греющего агента, кДж/кг; - КПД подогревателя греющего агента.

Для сравнения разработанных решений, основанных на применении парогазовой турбине, использована относительная безразмерная величина, показывающая во сколько раз удельная выработка электроэнергии за счет пара превышает значение , вырабатываемой паром производственного отбора. Введение данного показателя позволяет оценивать экономичность технологий различного назначения и соответственно с неодинаковыми температурными режимами. Так, на рис.2 представлена диаграмма относительной экономичности новых технологий с использованием парогазовой турбины[10]. Из диаграммы видно, что все разработанные технологии с применением парогазовой турбины по энергетической эффективности значительно превосходят типовые решения, предусматривающие подогрев теплоносителей паром производственного отбора.

 Скачать реферат