Сравнение вариантов реконструкции ТЭЦ

В таблице приведено сравнение технических показателей нескольких вариантов реконструкции ТЭЦ. Эти оценки носят в известной мере иллюстративный характер, т.к. окончательные заключения, безусловно, должны делаться на базе детального технико-экономического анализа.

Вариант 1 отвечает типовым характеристикам ТЭЦ, сегодня находящихся в эксплуатации и построенных на базе теплофикационных паровых турбин типа Т-100 (электрической мощностью Нэ=100 МВт) с КПД преобразования тепла топлива в электроэнергию в конденсационном режиме 36%. Соотношение номинальных тепловой и электрической мощностей ТЭЦ примерно равно 3,5:1. Мощность пиковых котлов, приходящаяся на каждую турбину Т-100, составляет 180 МВт и практически равна тепловой мощности отборов этой турбины. Выработка тепловой энергии зимой оценивалась по средней зимней тепловой нагрузке, равной 1,7Нэ Зимой в часы работы ТЭЦ с электрической нагрузкой, ниже номинальной, из-за снижения расхода пара в турбину часть тепловой нагрузки передается на пиковые котлы, доля которых в суммарной выработке тепловой энергии за сезон составляет около 30%. Летом тепловая нагрузка определяется потребностями горячего водоснабжения и составляет 0,4 Нэ. Она полностью покрывается паром отборов турбин.

Расчет эффективного КПД при комбинированной выработке электроэнергии и тепла производился по известной формуле физического распределения тепла по видам энергии, удобной для сравнения ТЭЦ с вариантом раздельной выработки электричества и тепла на конденсационной станции (КЭС) и котельной:

где E — количество выработанной электроэнергии; Qт тепло сжигаемого топлива; Nт — количество тепловой энергии, отданного потребителю; з_к=0,92 — КПД котельной (пикового котла). Эта формула, разумеется, непригодна как основа коммерческих отношений с потребителями, но правильно отражает энергетические балансы установок комбинированной выработки электрои теплоэнергии. В рассматриваемом варианте среднегодовая экономия топлива по сравнению с вариантом «ПТУ-КЭС (з_эл=36%) + котельная» составляет 183 г у.т./кВт.ч.

Обратим внимание, что годовой эффективный КПД выработки электроэнергии таким блоком благодаря работе на тепловом потреблении составляет з_эл^эф =78%. Средний зимний эффективный КПД — 88,4%. Летом, когда выработка тепловой энергии падает до нужд горячего водоснабжения, эффективный КПД снижается до 59%. В летний период в течение 3650 ч производится только около 28% годовой выработки электроэнергии.

Варианты 2−4 соответствуют разным условиям реконструкции отопительной ТЭЦ с установкой на ней ПГУ, обладающих более высоким коэффициентом преобразования тепла топлива в электроэнергию нежели турбина Т-100 (52−54% по сравнению с 36%), при этом принято типичное для современных ПГУ соотношение электрических мощностей газовой и паровой турбин 2:1.

Вариант 2 отвечает установке ПГУ на реконструируемой ТЭЦ при сохранении как отпуска тепла, поскольку сохраняется обслуживаемый потребитель, так и лимитируемой поставки природного газа в период осенне-зимнего максимума нагрузки (ОЗМ). В этом случае по условиям прохождения ОЗМ при неизменном расходе газа на 6% (до 94 МВт) снижается расчетная электрическая мощность ТЭЦ из-за увеличения на ПГУ потерь с уходящими газами, связанных с ростом коэффициента избытка воздуха в камере сгорания ГТУ по сравнению с топкой котла. Из-за снижения примерно на 2/3 по сравнению с вариантом 1 тепловой мощности отборов паровой турбины для сохранения номинальной (расчетной для ОЗМ) тепловой мощности ТЭЦ придется установить дополнительные пиковые котлы, увеличив их общую мощность со 180 до ~295 МВт в расчете на каждые 100 МВт электрической мощности.

Среднегодовой з_эл^эф ТЭЦ для варианта 2 выше, чем для варианта 1, и равен 82% в основном из-за более экономичной выработки электроэнергии в летний период (84,4% по сравнению с 59,5% в варианте 1). Летом потребная нагрузка горячего водоснабжения практически полностью обеспечивает работу такой ПГУ-ТЭЦ на тепловом потреблении.

По сравнению с вариантом 1 средняя годовая экономия топлива вариантом 2 составляет 10 г у.т./кВт.ч или 5000 т у.т./год.

Вариант 3 отличается от варианта 2 тем, что в нем увеличивается электрическая мощность, но из-за лимитирования расхода природного газа в период ОЗМ может быть покрыта меньшая расчетная тепловая мощность — 280 МВт. Мощность пиковых котлов при реконструкции остается неизменной — 180 МВт на каждые 100 МВт электрической мощности, а мощность отборов составит ~2/3 от таковой в варианте 1. То есть, этот вариант обеспечивает среднюю выработку тепловой энергии, но недостающая «резервная» на случай достаточно низких температур мощность передается в условиях единой тепловой сети на РТС или реконструируемая ТЭЦ достраивается дополнительными пиковыми котлами с расчетом их работы на резервном топливе (мазуте).

Расчетная электрическая мощность ПГУ в варианте 3 — 165 МВт. Среднегодовой эффективный КПД ПГУ з_эл^эф =80,9%. Он чуть ниже, чем в варианте 2, из-за снижения з_эл^эф как в зимний, так и в летний период вследствие меньшего числа часов выработки электроэнергии на тепловом потреблении.

Среднегодовая экономия топлива по сравнению с вариантом «ПГУ КЭС + котельная» оказывается чуть ниже, чем в варианте 2 (76 г у.т./кВт.ч по сравнению с 80 г у.т./кВт.ч), однако за год вырабатывается значительно больше электроэнергии — 0,874 вместо 0,5 млн МВт.ч. ТЭЦ обеспечивает среднюю выработку тепловой энергии в течение большинства зим, хотя, повторим, необходимо гарантирование максимальной расчетной выработки тепловой энергии в холодные годы дополнительными мощностями на резервном топливе.

В варианте 4 условно сняты ограничения, связанные с лимитированием природного газа. Суммарная тепловая мощность ТЭЦ и соотношение между тепловыми мощностями отборов паровых турбин ПГУ и пиковых котлов оставлены теми же, что и в варианте 1. При КПД преобразования тепловой энергии в электрическую 52% это означает, что электрическая мощность ТЭЦ будет равна 300 МВт. В свою очередь, это приводит к тому, что такая ТЭЦ в годовом разрезе будет вырабатывать на тепловом потреблении меньше электроэнергии.

В итоге з_эл^эф такой ТЭЦ составит 71,3%, тогда как в трех рассмотренных выше вариантах он близок к 80% или даже превосходит их. В летний период з_эл^эф равен лишь 63,9%. Среднегодовая экономия тепловой энергии по сравнению с вариантом «ПГУ КЭС + котельная» снижается и составляет уже 56 г у.т./кВт.ч.

Вариант 5 приведен в качестве некоторого условного для иллюстрации преимуществ совместного производства электрической и тепловой энергии. Принято, что вся электроэнергия генерируется на конденсационной ПГУ с КПД 54% (условно принято, что КПД не зависит от нагрузки и параметров окружающей среды), а вся тепловая энергия генерируется в котельных в том же количестве, что и в варианте 1. При этом ограничения по топливу сняты.

Из приведенных данных таблицы видно, что вариант 5 (раздельная выработка электроэнергии и тепла) проигрывает как по среднегодовому удельному расходу топлива на выработку электроэнергии, так и по величине КИТТ всем альтернативным вариантам.

С увеличением коэффициента преобразования тепловой энергии в электрическую в ПГУ выгода от применения ТЭЦ по сравнению с вариантом «КЭС + котельная» перманентно снижается. Поэтому выбор оптимальной электрической мощности реконструируемой ТЭЦ с установкой на ней ПГУ и компенсацией потери тепловой мощности отборов паровых турбин пиковыми котлами или РТС нуждается в обстоятельном технико-экономическом анализе, разумеется, с учетом экологических факторов.

По-видимому, оптимальным является вариант, близкий к варианту 3, но он нуждается в некотором увеличении лимита газа, особенно в период обострения холодов.

В отдельных случаях, благодаря пониженным затратам на реконструкцию, оптимальной по стоимости производства электроэнергии может оказаться замена на действующих ТЭЦ ПТУ с достаточно высокими параметрами на аналогичные, но с модернизированными проточными частями, клапанами, котлами, вспомогательным оборудованием и тепловыми схемами и тем самым имеющими на 5−6% более высокий КПД (до 43%). Не следует также забывать, что если затраты на ремонт основного оборудования главного корпуса паротурбинной ТЭЦ за 100 тыс. ч работы составят 30−40% его начальной стоимости, то ремонт камер сгорания ГТУ с сопряженными элементами по фактическому состоянию после примерно 12,5 тыс. ч и их полная замена после 25 тыс. ч работы, как и высокотемпературного лопаточного аппарата ГТУ после 25 тыс. ч и 50 тыс. ч, соответственно, увеличивают стоимость ГТУ, как импортных, так и отечественных, в составе ПГУ примерно в 2−2,3 раза. Поэтому, тотальная замена теплофикационных паротурбинных энергоблоков на «более эффективные» парогазовые вряд ли целесообразна и требует детального экономического обоснования (по среднему годовому удельному расходу топлива варианты 1, 2 и 3 радикально не отличаются один от другого).