Название: Природоохранные технологии на ТЭС и АЭС Часть 2 - учебное пособие (Саломатов В.В.)

Жанр: Технические

Просмотров: 1368


3.5. основные показатели эчтэц с пгу

 

3.5.1. Экономические показатели

 

Тепловая экономичность ТЭЦ с ПГУ

 

Для выявления тепловой экономичности ТЭЦ с ПГУ были рассчитаны три варианта ТЭЦ:

– вариант 1 (базовый) – 4´ПГУ с турбинами Т-250/300-240;

– вариант 2 – 3´ПГУ (6´ГТЭ-200 + 8КУ + 4´Т - 180/215-300).

Принятая для сопоставления система теплоснабжения характеризуется следующими данными:

– протяженность транзитных тепломагистралей – 30 км;

– пиковые котлы расположены на площадке ТЭЦ;

– присоединенная тепловая нагрузка района – 3488 МДж/с (3000 Гкал/ч);

– расчетная температура сетевой воды в транзите – 160/70 оС;

– расчетная температура сетевой воды в городских тепловых сетях – 150/70 оС;

– расчетный расход воды в транзите - 32860 т/ч;

– нагрузка горячего водоснабжения в течение отопительного периода – 697 МДж/с (600 Гкал/ч);

– нагрузка горячего водоснабжения в течение летнего периода – 558 МДж/с (480 Гкал/ч).

При определении годовых показателей работы ТЭЦ и ПГУ-ТЭЦ принималось, что продолжительность отопительного периода составляет 4910 ч, число часов использования установленной электрической мощности 7000 ч, годовое число часов работы системы теплоснабжения 8440 ч.

Годовые показатели определялись для отопительного периода по среднему режиму работы оборудования (температура наружного воздуха минус 5оС) и для летнего периода.

В варианте ТЭЦ расход свежего пара на каждую турбину Т-250/300-240 принимался равным номинальному, т.е. 955 т/ч, и сохранялся неизменным в течение всего периода работы ТЭЦ.

При этом нагрев сетевой воды до требуемой температуры в теплофикационной установке турбины обеспечивался при двухступенчатом подогреве, т.е. предлагалось применение серийной турбины последней модификации

Т-250/300-240-3. В период работы пиковых котлов эти турбины имеют минимальный расход пара в конденсатор.

В ПГУ отпуск теплоты осуществляется из двух источников – из газового сетевого подогревателя (ГСП) каждого котла-утилизатора и от паровой турбины. Ниже приведены теплотехнические показатели ПГУ в отопительные

(-5 оС) и неотопительные (+15 оС) периоды.  Результаты определения годовых показателей рассмотренных вариантов представлены в табл. 3.17.

 

Т а б л и ц а  3.17

Показатели ЭЧТЭЦ

 

Температура наружного воздуха, оС

-5

+15

Расход свежего пара, т/ч

585

551

Суммарный отпуск теплоты от ПГУ Гкал/ч

411,4

120

В том числе: от турбины, Гкал/ч

305,2

45

от ГСП  ,  Гкал/ч

106,2

75

Мощность ПГУ брутто,  МВт

611,9

580,2

в том числе: ПТ  МВт

167,2

208

Мощность собств. нужд, МВт

44,2

33,8

Уд. расход условного топлива на выработку эл. энергии гут/кВтч

 

191,6

 

255,3

Уд. расход условного топлива на отпуске теплоты, кг/Гкал

 

186,8

 

187,1

Эксплуатационный расход угля, т у.т/ч

185,6

162

Из этих данных видно, что при установке на ТЭЦ трех ПГУ средняя электрическая мощность в отопительный период возрастает по сравнению с первым вариантом (4хТ-250)  на 743 МВт или 77 \%, а в летний период на 522 МВт или на 47 \%. При установке четырех ПГУ (вариант 3) эти показатели составляют соответственно 1311 и 1068 МВт.

Годовой отпуск электроэнергии при установке трех ПГУ составляет 11788 млн кВт×ч и превышает этот показатель в варианте четырех Т-250 на 4740 млн кВт×ч.

При установке четырех ПГУ эти данные составляют соответственно 16264 и 9216 млн кВт×ч. Годовой расход топлива с учетом пиковых котлов

в вариантах установки 4хТ-250, 3хПГУ  и  4хПГУ составляет соответственно 3275, 4382, 5391 тыс. тут. Рассмотренные варианты были уравнены по отпуску электроэнергии. При этом предполагалось, что замещающая электроэнергия вырабатывается на КЭС с удельным расходом топлива 340 г у.т/кВт×ч.

В результате получилось, что суммарный «приведенный» расход топлива на выработку одинакового количества тепла и электроэнергии в указанных выше вариантах составляет 6408,5; 5904,2  и 5391,0 тыс. тут.

Таким образом, установка трех ПГУ по сравнению с 4хТ-250 т дает годовую экономию топлива в количестве 504,3 тыс. т у.т, или около 8 \%. Установка четырех ПГУ приводит к увеличению экономии топлива до 1017,5 тыс. т у.т, что составляет 16 \% от расхода топлива в варианте 4´Т-250.

 

Технико-экономические показатели

 

Технико-экономические показатели определялись исходя из приведенных выше показателей по отпуску теплоты и электроэнергии и расходам топлива на ТЭЦ на выработку теплоты и электроэнергии. В этих показателях уже учтено ухудшение, связанное с эксплуатационными условиями.

Оценка удельных капитальных затрат в руб/кВт в ценах 1990 г. дана

в табл. 3.18 по их составляющим для ПГУ с кислородным и воздушным дутьем.

 

Т а б л и ц а  3.18

 

Удельные капитальные затраты ЭЧТЭЦ

 

Вид дутья

Кислород

Воздух

Энергетическая часть

130

135

Производство кислорода

53

-

Газогенераторная установка

19,5

39,0

Система охлажд. генераторного газа

11,0

22,0

Топливоподача

19,0

19,0

Сероочистка

20

38,5

Пылеулавливание

18

25

Теплофикационная система

30

30

Пиковая котельная

30

30

Прочие затраты

65

65

ИТОГО:

395,5

403,5

Технико-экономические показатели сопоставлялись с показателями ТЭЦ с четырьмя серийными теплофикационными блоками мощностью 250 МВт, оснащенными серо- и азотоочисткой. Стоимость очистных сооружений для серийной ТЭЦ была оценена в 130 руб/кВт×ч (в ценах 1990 г.)

Все расчеты выполнялись для района с суммарной тепловой нагрузкой 3000 Гкал/ч. С базовым вариантом сравнивались два варианта парогазовых ТЭЦ – с тремя и четырьмя ПГУ.

Особенностью теплофикационной ПГУ является почти вдвое большая, чем у обычной ТЭЦ, выработка электроэнергии на тепловом потреблении. Поэтому при одинаковом отпуске тепла от ТЭЦ отпуск электроэнергии в вари-анте с тремя ПГУ в 1,8, а в варианте с четырьмя ПГУ – в 2,4 раза больше, чем в базовом варианте, причем эта электроэнергия вырабатывается с удельным расходом топлива 210 г у.т/кВт×ч. В табл. 3.17 это нашло отражение в замещающей электрической мощности и приведенных затратах, которые учтены

в виде снижения этих затрат в вариантах ПГУ.

При определении технико-экономических показателей принималось:

– нормативный коэффициент эффективности капиталовложений – 0,12;

– коэффициент условно-постоянной составляющей себестоимости – 0,08;

– цена топлива – 21,8 руб/т у.т;

– число часов использования – 7000 ч/год, из них 4910 ч в отопительный период  и 2090 ч – в неотопительный период.

Капитальные затраты на отпущенные электроэнергию и теплоту определялись пропорционально расходам топлива на выработку электроэнергии и теплоты.

Полученные технико-экономические показатели сведены в табл. 3.19.

 

Т а б л и ц а  3.19

 

Основные технико-экономические показатели ЭЧТЭЦ

в сравнении с традиционной ТЭЦ

 

 

 

Показатели

ТЭЦ 4хТ-250 + серо-

очистка, азотоочистка, АСУТП

ТЭЦ 3хПГУ

ТЭЦ 4хПГУ

кисло-родное дутье

воздуш-ное дутье

кисло-родное дутье

воздуш-ное дутье

Установленная тепловая мощность, Гкал/ч

 

3000

 

3000

 

3000

 

3000

 

3000

Установленная электрическая мощность, МВт

 

1000

 

1800

 

1800

 

2400

 

2400

Удельные капиталовложения, руб/кВт

 

470

 

403

 

396

 

400

 

396

Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении, кВт×ч/Гкал

 

804

 

1520

 

1520

 

1663

 

1663

Окончание табл. 3.19

 

 

 

Показатели

ТЭЦ 4хТ-250 + серо-

очистка, азотоочистка, АСУТП

ТЭЦ 3хПГУ

ТЭЦ 4хПГУ

кисло-родное дутье

воздуш-ное дутье

кисло-родное дутье

воздуш-ное дутье

Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию, г/кВт×ч

 

 

219,4

 

 

210,1

 

 

210,1

 

 

211,6

 

 

211,6

Удельный расход условного топли-ва на отпущенное тепло, кг/Гкал

 

164,3

 

181,1

 

181,1

 

185,3

 

185,3

Приведенные затраты на электроэнергию, коп/кВт.ч

 

1,004

 

1,005

 

1,043

 

1,116

 

1,108

Приведенные затраты на тепло, руб/Гкал

 

7,54

 

8,989

 

8,989

 

9,767

 

9,693

Замещающая электрическая

мощность, МВт

 

 

 

 

 

     по отношению к ТЭЦ 3х ПГУ

800

-

-

-

-

     по отношению к ТЭЦ 4х ПГУ

1400

-

-

-

-

Приведенные затраты на замещаю-щую электроэнергию, коп/кВт×ч

 

1,736

 

-

 

-

 

-

 

-

Приведенные затраты с учетом за-мещающей мощности, коп/кВт×ч

 

 

 

 

 

 

      по отношению к ТЭЦ 3х ПГУ

1,329

-

-

-

-

      по отношению к ТЭЦ 4х ПГУ

1,431

-

-

-

-

Условные приведенные затраты

на электроэнергию по вариантам

с учетом эффекта увеличения выработки на тепловом потреблении (эффект достигается в энергосистеме), коп/кВт×ч

 

 

-

 

 

0,760

 

 

0,748

 

 

0,812

 

 

0,806

 

 

Из указанных в табл. 3.19 результатов следует, что условные приведенные затраты на электроэнергию по сравнению с базовым вариантом на традиционной технологии ниже на 20…25 \% из-за необходимости выравнивания отпуска электроэнергии с помощью замещающей мощности, составляющей по вариантам 800 и 1400 МВт. Практически это означает, что при строительстве ТЭЦ с ПГУ можно отказаться от строительства конденсационной электростанции с 3…4 блоками 300 МВт. Поскольку ТЭЦ является экологически чистой, увеличение электрической мощности вблизи города не ухудшает его экологическую обстановку. Таким образом, эффект от увеличенной выработки электроэнергии на тепловом потреблении является большим преимуществом теплофикационной ПГУ, эффект от которого может проявиться только

в регионе, а не на отдельной ТЭЦ или в энергосистеме.

Сопоставление вариантов с тремя и четырьмя ПГУ показывает, что в условиях района с теплопотреблением 3000 Гкал/ч некоторое преимущество по приведенным затратам имеет вариант с тремя ПГУ.

Дополнительным преимуществом ПГУ является вдвое меньший расход воды, чем на конденсационной электростанции равной электрической мощности. Помимо вдвое меньших тепловых выбросов это снижает затраты на подпиточную воду на 6 млн руб/год в варианте с тремя и 8 млн руб/год в варианте с четырьмя ПГУ (при стоимости воды 7,8 коп/м3).