Пгу тэц: Особенности использования парогазовых установок на ТЭЦ

Особенности использования парогазовых установок на ТЭЦ

Чл.-корр. РАН В.М. Батенин, заместитель директора, д.т.н. Ю.А. Зейгарник, заведующий отделом, д.т.н. В.М. Масленников, заведующий отделом, к.т.н. Ю.Л. Шехтер, старший научный сотрудник, Объединенный институт высоких температур РАН (ОИВТ РАН), г. Москва

Анализ перспективы развития теплофикации и централизованного теплоснабжения

При анализе перспективы потребления тепловой энергии в России большинство оценок сходятся в том, что как общее потребление тепла, так и объемы централизованного теплоснабжения будут расти весьма умеренно (темпы роста до 2030 г. составят не более 1% в год). Это будет связано с реализацией энергосберегающей политики в области потребления тепловой энергии, структурными изменениями в экономике, увеличением доли малоэтажного жилья, использующего автономное теплоснабжение, стагнацией численности населения в стране. При этом, несмотря на серьезный рост автономных источников тепла в абсолютном измерении, преобладание централизованного теплоснабжения сохранится.

Умеренный рост или даже неизменность теплового потребления будут характерны и для российских крупных городов (мегаполисов) с преобладанием многоэтажной застройки в городской черте, где рост потребления тепловой энергии с увеличением численности населения будет практически компенсироваться энергосбережением в ЖКХ и выводом промышленных предприятий за пределы города.

Более 50% централизованного тепла в России производится на ТЭЦ. Ожидаемая «стабилизация» потребления централизованного тепла проявится в том, что имеющаяся тепловая мощность существующих ТЭЦ в перспективе окажется достаточной для обеспечения тепловой энергией большинства крупных городов. Более актуальным является вопрос старения оборудования действующих ТЭЦ и определение рациональных путей его модернизации и замещения.

В последние два десятилетия в мировой энергетике произошли существенные сдвиги в техническом уровне энергетических установок. В обычной тепловой энергетике — это крупномасштабное распространение парогазовых установок (ПГУ) с электрическим КПД на уровне 55-60% при использовании природного газа и совершенствование паротурбинных установок (ПТУ) с ростом их КПД (эл. ) на 4-5% (абсолютных). Это требует определенного переосмысления и корректировки ряда вопросов теплофикации и централизованного теплоснабжения в целом [1, 2].

Суть проблемы состоит в следующем. Рост КПД электрогенерирующей установки ведет к тому, что на базе каждого 1 кДж теплоты сгорания топлива вырабатывается примерно 0,5-0,6 кДж электроэнергии (подчеркнем, что выработка электроэнергии — наиболее универсального и качественного вида энергии — является основным назначением любой электрогенерирующей установки). Тем самым, для нужд теплоснабжения (с учетом потерь тепла с уходящими газами) остается всего лишь 0,4-0,3 кДж. Это не делает теплофикацию (комбинированную выработку электрической и централизованной тепловой энергии) лишенной смысла. Она, как и прежде, существенно увеличивает коэффициент использования тепла топлива (КИТТ) и снижает стоимость выработки электроэнергии и тепла, хотя и в меньших относительных размерах, чем на станции с менее экономичными электрогенерирующими установками.

В то же время на отопительной ТЭЦ соотношение отпускаемых электроэнергии и тепла, заметно изменяясь в годовом и суточном разрезах, все же является достаточно предопределенным. Более того, исходя из требований надежности снабжения теплом жилищных, коммунальных и промышленных объектов, расчетная (максимальная) тепловая мощность отопительной ТЭЦ определяется достаточно редко реализуемым условием — необходимостью обеспечения потребителя требуемым количеством тепловой энергии при сравнительно непродолжительной (несколько суток) расчетной минимальной температуре окружающего воздуха. С учетом сегодняшних реалий для средней полосы Европейской части страны это отношение расчетных тепловой и электрической мощностей ТЭЦ составляет примерно 3:1. Эта располагаемая тепловая мощность ТЭЦ в среднем используется лишь наполовину, но она в значительной степени определяет и структуру оборудования ТЭЦ, и, в известной мере, ее технико-экономические показатели. Поэтому при реконструкции действующих отопительных ТЭЦ прежде всего приходится исходить из сохранения их существующих тепловых мощностей.

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 Νэ=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 1,7Νэ 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 Νэ. 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; η_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 электро- и теплоэнергии. В рассматриваемом варианте среднегодовая экономия топлива по сравнению с вариантом «ПТУ-КЭС (η_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 η_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 η_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 η_эл^эф =80,9%. Он чуть ниже, чем в варианте 2, из-за снижения η_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 η_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 η_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).

Заключение

Несмотря на то, что ожидаемый прирост тепловой мощности невелик, в двадцатилетнем разрезе все же может возникнуть потребность в сооружении новых отопительных ТЭЦ в городах с населением несколько сотен тысяч человек или в увеличении мощности действующих ТЭЦ. При установке на вновь сооружаемых ТЭЦ ПГУ с коэффициентом преобразования тепловой энергии в электрическую 55-60% эти ТЭЦ за счет отработанного в ПГУ тепла смогут покрыть только потребности ЖКХ в горячем водоснабжении. Основная нагрузка по отпуску тепловой энергии (на нужды отопления) ляжет на пиковые котлы ТЭЦ или на иные источники централизованного теплоснабжения (РТС, котельные), работающие на общую с ТЭЦ тепловую сеть. Более того, при разгрузке ТЭЦ по отпуску электроэнергии, например, в выходные дни, даже потребности горячего водоснабжения вынужденно будут частично обеспечиваться пиковыми котлами. , ТЭЦ как электростанция постепенно превращается в своего рода котельную, надстроенную современными электрогенерирующими установками. Точнее, на единой промышленной площадке будут сосуществовать котельная (ее роль выполняют пиковые котлы) и недовырабатывающая необходимое количество тепловой энергии ПГУ-ТЭЦ, объединенные общей инфраструктурой.

Расширение действующих ТЭЦ современными ПГУ без ввода дополнительных пиковых котлов изменяет расчетное соотношение тепловой и электрической мощностей ТЭЦ. В большинстве случаев, ввиду прогрессирующего сокращения в городах промышленной электрической нагрузки на ТЭЦ появляется избыток электрической мощности, которая должна быть передана за пределы города (мегаполиса) для обеспечения промышленной деятельности и ЖКХ городов- спутников, потребности которых в централизованном тепле решаются уже без участия ТЭЦ. Эта неординарная, но все более распространенная, ситуация снабжения электричеством периферии из мегаполиса требует серьезного системного анализа.

Недовыработка тепловой энергии ПГУ-ТЭЦ без пиковых котлов может быть компенсирована новым построением системы централизованного теплоснабжения в целом. Одним из целесообразных вариантов, по-видимому, может явиться подача сетевой воды умеренной температуры к РТС, расположенным вблизи потребителя, с последующим доведением ее до требуемой температуры в соответствии с графиком тепловой нагрузки, не устанавливая водогрейных котлов на самой ТЭЦ. При этом ПГУ круглогодично работает на тепловом потреблении, снижаются тепловые потери, появляется возможность применения долгоживущих полимерных труб и т.д.

Таким образом, использование ПГУ на ТЭЦ обеспечивает рост ее электрической мощности, увеличение эффективного КПД выработки электроэнергии и КИТТ по сравнению с раздельной выработкой тепла и электроэнергии на ПГУ-КЭС и котельной. В то же время неизбежно возрастает доля выработки тепловой энергии пиковыми котлами ТЭЦ или РТС, требуется увеличение их установленной мощности. Данный вопрос требует индивидуальных решений в каждом конкретном случае на базе системного технико-экономического анализа.

Литература

1. Доброхотов В.И., Зейгарник Ю.А. Теплофикация: проблемы и возможности реализации в современных условиях // Теплоэнергетика. 2007. № 1. С. 9-10.

2. Батенин В.М., Зейгарник Ю.А., Масленников В.М., Шехтер Ю.Л. Применение ПГУ на ТЭЦ // Теплоэнергетика. 2008. № 12. С. 39-43.

Парогазовая установка ПГУ-225 на Сызранской ТЭЦ используется уже 10 лет

31 октября 2022, 16:14

2 мин

…

Парогазовый энергоблок «Волжский агат», созданный по инвестиционной программе «Диадема» Группы «Т Плюс» (ранее КЭС Холдинг), входит в число наиболее эффективных и технически совершенных объектов новой генерации в Среднем Поволжье.

Источник: Пресс-служба ЭНЕРГАЗ

Москва, 31 окт — ИА Neftegaz.RU. Сызранская ТЭЦ Самарского филиала ПАО «Т Плюс» – это основной источник электро- и теплоснабжения промышленных потребителей и населения города Сызрань и Сызранского района.

Этапным событием в истории ТЭЦ стал пуск в октябре 2012 года нового энергоблока под названием «Волжский агат». Этот энергоблок, созданный на базе парогазовой установки (ПГУ) мощностью 225 МВт, вывел станцию на принципиально новый уровень:

• вдвое увеличилась электрическая мощность;
• увеличился отпуск тепла;
• возрос коэффициент полезного действия;
• уменьшился удельный расход топлива;
• сократились выбросы окислов азота и оксида углерода в атмосферу.

Парогазовый энергоблок электрической мощностью 225 МВт

В целом, модернизация Сызранской ТЭЦ повысила её экономическую и экологическую эффективность. Реализация проекта, ставшего на тот момент крупнейшей энергетической стройкой в Самарской области за 30 лет, позволила вывести из эксплуатации парк устаревших турбин электростанции и ликвидировать более 50 нерентабельных городских котельных. Мощности ПГУ-225 снизили энергодефицит и обеспечили развитие в регионе новых промышленных производств.

Парогазовый энергоблок оснащен оборудованием с высокими техническими показателями. Основную генерацию обеспечивают две газотурбинные установки (ГТУ) PG6111FA номинальной мощностью по 80 МВт.

Сызранская ТЭЦ – первый российский энергообъект, где применили газовые турбины GE семейства 6F (6F.03, Frame 6FA, PG6111FA).

Газовая турбина GE типа PG6111FA в составе ПГУ-225

ГТУ сопряжены с котлами-утилизаторами IEG, которые вырабатывают высокопотенциальный технологический пар, используя тепло выхлопных газов турбин. Полученный перегретый пар поступает в турбоагрегат Siemens SST-600 мощностью 75 МВт для вторичной генерации электроэнергии (парогазовый цикл).

Снабжение ПГУ-225 топливом с заданными проектными параметрами по чистоте, температуре (до +90°C), давлению (3,4 МПа) и расходу (до 60 000 м³/ч) осуществляет многофункциональная система «ЭНЕРГАЗ» – блочный пункт подготовки газа и компрессорная станция из трех газодожимных установок.

Многофункциональная система газоподготовки «ЭНЕРГАЗ»

Энергоблок «Волжский агат», построенный в рамках инвестиционной программы «Диадема» Группы «Т Плюс» (ранее КЭС Холдинг), вошёл в число наиболее эффективных и технически совершенных объектов новой генерации в Среднем Поволжье и практически установил новые стандарты для энергетических производств.

СПРАВКА:

Сызранская ТЭЦ – одна из старейших в структуре ПАО «Т Плюс». 31 декабря 1947 года – дата пуска первого турбогенератора электростанции, которая стала первой в Европе, работающей на сланце. Спустя 45 лет было принято решение отказаться от этого топлива в пользу более эффективных и экологичных видов топлива, прежде всего природного газа. На сегодня установленная мощность ТЭЦ составляет 372,4 МВт по электричеству и 613 Гкал/ч по теплу.

СПРАВКА:

Среди приоритетов Группы ЭНЕРГАЗ – производство, комплексный ввод в эксплуатацию и обслуживание установок подготовки и компримирования газа для генерирующих объектов электроэнергетики, нефтегазовой отрасли и промышленных предприятий. На сегодня технологическое оборудование «ЭНЕРГАЗ» обеспечивает качественным топливом 230 газовых турбин и газопоршневых агрегатов суммарной мощностью свыше 6,7 ГВт.

Автор: Е. Данильчук

Источник : Neftegaz.RU

#энергаз
#парогазовая установка
#ПГУ-225
#эксплуатация
#сервис
#нефтяные компании
#нефтесервис

Конкурентные ПГУ и ТЭЦ | Муфта SSS

КОНЦЕПЦИИ ТЭЦ

Могут ли сегодня газовые электростанции быть экономически жизнеспособными или они находятся на низком уровне? Может ли новый ввод в эксплуатацию ПГУ, особенно в таких странах, как Германия, переживающих энергетический переход (по-немецки: Energiewende), быть рентабельным и прибыльным? Ответы да и да, если потенциальный владелец предусмотрит гибкую работу завода в зависимости от меняющихся требований и условий рынка. Блок Fortuna в Лаусварде является прекрасным примером такой крупной парогазовой установки с высокой эффективностью и прибыльностью, несмотря на любые возможные рыночные потрясения.

Электростанция комбинированного цикла Lausward Fortuna была введена в эксплуатацию в 2016 году и на тот момент характеризовалась самой высокой эффективностью комбинированного цикла за всю историю. Эта парогазовая электростанция спроектирована так, чтобы быть совместимой с работой ТЭЦ, и снабжает немецкий город Дюссельдорф как электроэнергией, так и централизованным теплом. Эта эталонная установка является прекрасным примером того, как можно обеспечить исключительную конкурентоспособность при работе на непредсказуемом рынке производства электроэнергии.

AZG Consulting и SSS Gears участвовали в этом проекте с первых лет его существования: одним из основных компонентов станции, обеспечивающим фактический ключ к гибкости и позволяющим этой ТЭЦ быть максимально компактной и эффективной, является муфта SSS. который соединяет паровую турбину с генератором.

​

Что такое комбинированное производство тепла и электроэнергии или когенерация?

Это одновременная выработка тепла и электроэнергии, наиболее эффективный способ преобразования топлива в энергию.
ТЭЦ сокращает использование первичных источников энергии и, следовательно, способствует минимизации выбросов CO2. Существует два различных типа систем ТЭЦ (в зависимости от основного назначения станции):

 

топочный цикл, если первичная энергия используется для производства электроэнергии, а отработанное тепло используется для теплоснабжения.

​

нижний цикл, при котором основным направлением деятельности установки является выработка тепловой энергии, а избыточный пар может использоваться для механического движения для выработки электроэнергии.

 

Гибкие парогазовые установки являются надежными генерирующими и сетевыми блоками с наивысшим КПД и минимальными выбросами:

Имея электрическую мощность 595 МВт и электрический КПД 61,5% (в современные и самые эффективные электростанции в мире. Он является частью электростанции Lausward с тремя агрегатами, принадлежащими и управляемыми муниципальной коммунальной службой Stadtwerke Dusseldorf. Установка Fortuna работает на природном газе, поставляемом из Норвегии компанией Statoil. Два других завода, принадлежащих Лаусворду, — «Антон» и «Эмиль», введены в эксплуатацию 1998 и 1977 соответственно. Эти блоки являются вспомогательными установками только в периоды повышенного спроса, поскольку только Fortuna способна удовлетворить потребности в электричестве и тепле всего города Дюссельдорф.

Завод в Лаусворде не только мощный и эффективный, но и экологически безопасный. Его работа снижает выбросы CO2 на 600 000 тонн в год по сравнению со средними выбросами немецких генерирующих мощностей. Уровень выбросов CO2 завода составляет всего 230 г/кВтч. Для сравнения, совокупный средний выброс генерирующего парка, работающего в Германии в настоящее время (включая примерно 30% мощности возобновляемой энергии), составляет около 600 г/кВтч. Ввод в эксплуатацию и эксплуатация завода в Лаусварде — важный шаг на пути к достижению цели Дюссельдорфа — стать к 2050 году климатически нейтральным городом.

​

ПГУ, совместимые с работой ТЭЦ, остаются прибыльными в непредсказуемых рыночных условиях и имеют короткий период окупаемости инвестиций:

Эффект заказа влияет на шансы прибыльности ПГУ. В настоящее время возобновляемые источники энергии имеют наименьшие общие затраты на выработку в сети, за ними следуют атомные и угольные электростанции. Электроэнергия, вырабатываемая газовыми электростанциями, намного дороже, но с выводом из эксплуатации атомных и угольных электростанций ситуация изменится. Газовые электростанции должны будут поддерживать возобновляемые источники энергии и обеспечивать стабильность сети и надежное электроснабжение. ПГУ способны исключительно быстро реагировать на перепады выработки и обеспечивать надежное электроснабжение.

Инвестиции в парогазовую электростанцию ​​окупаются, когда электростанция способна работать более 4000 часов в год, продавая электроэнергию в сеть. Поскольку в настоящее время из-за эффекта порядка это вряд ли возможно, установка должна обладать дополнительными характеристиками или иметь возможность работать в различных режимах работы, а не в чистом комбинированном цикле. Так, в Германии газотурбинная установка с комбинированным циклом, способная гибко работать в режиме ТЭЦ, может выбрать 40% общего времени работы, чем без него, что существенно ускоряет период окупаемости инвестиций.

ЧТО ТАКОЕ ТЭЦ

ЭФФЕКТИВНОСТЬ

Зачем сегодня использовать ПГУ? Могут ли те, которые работают в режиме ТЭЦ, генерировать разные потоки доходов и реагировать на меняющиеся рыночные условия? Что делает парогазовую ТЭЦ Fortuna Lausward такой конкурентоспособной?

 

Возобновляемые источники энергии на сегодняшний день не могут стабильно производить электроэнергию для удовлетворения 100% потребностей пользователей. Существуют также огромные пробелы в аккумулирующих технологиях, поэтому избыточное произведенное электричество не может быть просто и эффективно сохранено. Для возобновляемых источников энергии требуются поддерживающие источники энергии, способные быстро удовлетворить спрос, когда возобновляемые источники энергии не производят достаточно энергии или требуется какая-либо поддержка сети. Таким образом, наиболее гибким, надежным, безопасным и экологически безопасным решением являются газотурбинные электростанции.

 

КПД газовых турбин в простом цикле составляет около 33%, что является относительно низким показателем. ПГУ используют отработанное тепло от выхлопных газов газовых турбин для производства пара для производства большего количества электроэнергии. В настоящее время теоретически достижим КПД до 65% для газовой установки, работающей в режиме комбинированного цикла.

Если ПГУ способна работать в режиме ТЭЦ, т. е. производить тепло в дополнение к выработке электроэнергии для дальнейшего отпуска либо в районную тепловую сеть, либо для промышленных потребителей пара (или для тех и других), общий коэффициент использования топлива станции существенно увеличивается .

Блок Lausward Fortuna имеет эффективность использования топлива 85%, превосходя контрольный показатель ПГУ и сопоставимых ТЭЦ. Помимо возможности отдавать в местную электрическую сеть общей мощностью 603,8 МВт электроэнергии, станция может производить до 300 МВт тепловой энергии (тепла). Отбор пара на отопление из паровой турбины может производиться на трех ступенях давления: через два отбора пара на ПТ НД и один на ПТ ВД.

Отличительной особенностью установки Lausward Fortuna является аккумулирование тепла. Аккумулятор горячей воды «Фортуна» способен аккумулировать извлекаемое тепло в виде горячей воды: он вмещает до 36 000 м3 воды при 95°C, что соответствует примерно 1340 МВт аккумулированной тепловой энергии. Общая мощность централизованного теплоснабжения города Дюссельдорф составляет 855 МВт, что означает, что тепловой аккумулятор способен обеспечить город тепловой энергией до нескольких дней. Эта техническая особенность теплоаккумулятора позволила «Фортуне» побить мировой рекорд по наибольшей мощности ввода тепла в сеть централизованного теплоснабжения.

С концепцией дополнительной теплоаккумуляторной башни, как на парогазовой установке Lausward, можно одновременно достичь высокой эффективности парогазовой установки и высокой гибкости. Если владелец станции применит эту концепцию на парогазовых установках в сочетании с ТЭЦ, он может снизить тепловую эффективность почти до 95%.

В случае отключения электроэнергии завод Lausward может самостоятельно поставлять электроэнергию в город Дюссельдорф. Он может работать от нуля до полной мощности генератора в течение 40 минут при горячем пуске или 116 минут после холодного пуска.

​

ОСНОВНЫЕ КОМПОНЕНТЫ

Каковы основные компоненты этой высокоэффективной когенерационной установки ПГУ?

​

Основными компонентами парогазовой установки Fortuna являются газовая турбина Siemens SGT5-8000H, генератор SGen5-3000W, паровая турбина SST5-5000, оснащенная главной муфтой SSS 360T, и HRSG 3P-RH Benson производства Siemens .

Гибкость и эффективность работы ТЭЦ ПГУ достижима при работе синхронной муфты SSS. Муфта SSS обеспечивает быстрый запуск установки и начальную автономную выработку электроэнергии только за счет газовой турбины. Как только требуемые параметры пара котла-утилизатора стабилизируются, паровая турбина запускается и достигает частоты вращения генератора, приводимого в движение газовой турбиной, синхронизирующая муфта SSS автоматически включает и подключает ПТ к генератору, позволяя установке работать с полной нагрузкой. Муфта SSS на заводе в Лаусварде передает мощность 200 МВт при 3000 об/мин. Таким же образом обгонная муфта SSS позволяет независимо отключать паровую турбину. В результате SSS Clutch повышает КПД одновальной ПГУ в режиме простого цикла до 10 %, так как позволяет избежать потерь на охлаждение неотсоединенной от генератора ПТ.

Собственный КПД этой муфты SSS составляет 99,9% и, таким образом, сравним с КПД сплошного вала. Таким образом, использование муфты в установке не приводит к значительным потерям КПД, но существенно повышает КПД установки в целом, допуская режимы работы, которые в противном случае были бы невозможны или неэкономичны. Эта гибкость в режимах работы способствует превосходной концепции предприятия, поскольку гибкость является ключевым фактором, позволяющим противостоять рыночным и политическим потрясениям.

Какие еще замечательные результаты возможны с гибкой ТЭЦ ПГУ с муфтой SSS?

​

Завод Fortuna Stadtwerke Düsseldorf увеличил общую мощность, вырабатываемую для удовлетворения потребностей города Дюссельдорф в электроэнергии и тепле. Завод расположен в гавани Дюссельдорфа и использует воду из реки Рейн для охлаждения. Несмотря на увеличение генерирующей мощности, требуемый объем охлаждающей воды на объекте не увеличился: комбинированный режим теплоэнергетики с использованием теплоаккумулятора позволяет сохранить потребность в охлаждающей воде на прежнем уровне или даже снизить ее. Постоянный мониторинг температуры воды в реке Рейн подтвердил, что работа станции не привела к повышению температуры воды в реке.

Город Дюссельдорф планирует подключить других поставщиков тепла к своей сети, чтобы впоследствии хранить тепло в одном и том же аккумуляторе горячей воды. Таким образом, аэропорт Дюссельдорфа и гигант химического рынка Henkel могут хранить избыточное тепло в одном аккумуляторе. Кроме того, Stadtwerke Düsseldorf будет хранить тепло, полученное от собственного завода по сжиганию отходов, когда это тепло не будет востребовано системой централизованного теплоснабжения.

Завод Фортуна не требует серьезного обслуживания. Фактически, использование муфты SSS позволит сократить время обслуживания с последующим снижением затрат на обслуживание. Синхронная муфта SSS сама по себе не требует дорогостоящего регулярного обслуживания и рассчитана на срок службы установки или превышает его. Он безопасен и надежен, а подтвержденная наработка на отказ составляет более 270 000 часов.

​

В целом, этот номер является прекрасным примером чрезвычайно конкурентоспособной и эффективной концепции ТЭЦ, которую должны учитывать владельцы станций и инвесторы, чтобы обеспечить долгосрочную прибыльность их использования ископаемого топлива.

PLANT FORTUNA

Инженер-владелец нового проекта по строительству существующего месторождения на ПГУ ТЭЦ Любляна

Контактное лицо

Обзор

Клиент

TE-TOL Любляна

Местонахождение

Словения
1000 Любляна

Продолжительность

2012 – 2020

Установка двух газовых турбин с котлами-утилизаторами мощностью ок. по 50 МВт каждая. Новая установка снабжает существующую паровую турбину и систему централизованного теплоснабжения технологическим паром.

 

Краткий обзор услуг VPC

• Тендерные спецификации
• Оценка предложений, поддержка при заключении контракта
• Обзор проектной документации
• Обеспечение качества
• Управление претензиями
• Строительный надзор
• Надзор за вводом в эксплуатацию и документация

Мы используем файлы cookie на нашем веб-сайте. Некоторые из них необходимы, в то время как другие помогают нам улучшить этот веб-сайт и ваш опыт.

Настройки конфиденциальности

• Существенный

• Статистика

• Внешние носители

Принять все

Сохранить выбранные файлы cookie

Принимать только необходимые файлы cookie

Индивидуальные настройки конфиденциальности

Сведения о файлах cookie

Политика конфиденциальности

Выходные данные

Настройки конфиденциальности

Здесь вы найдете обзор всех используемых файлов cookie. Вы можете дать свое согласие на целые категории или отобразить дополнительную информацию и выбрать определенные файлы cookie.

Принять все

Сохранить выбранные файлы cookie

Принимать только необходимые файлы cookie

Настройки конфиденциальности

Основные (2)

Основные файлы cookie обеспечивают выполнение основных функций и необходимы для правильной работы веб-сайта.

Показать информацию о файлах cookie

Скрыть информацию о файлах cookie

Имя	Печенье Борлабс
Провайдер	Владелец этого веб-сайта, Выходные данные
Назначение	Сохраняет настройки посетителей, выбранные в окне файлов cookie Borlabs Cookie.
Имя файла cookie	borlabs-cookie
Время выполнения файлов cookie	1 год

Имя	Языковые настройки
Провайдер	Владелец этого веб-сайта
Назначение	Сохраняет языковые настройки посетителей.
Имя файла cookie	pll_language
Время выполнения файлов cookie	1 год

Статистика (1)

Статистика

Статистические файлы cookie собирают информацию анонимно. Эта информация помогает нам понять, как наши посетители используют наш веб-сайт.

Показать информацию о файлах cookie

Скрыть информацию о файлах cookie

Принять	Глобальный тег сайта (gtag.js) – Google Analytics
Имя	Глобальный тег сайта (gtag. js) – Google Analytics
Провайдер	ООО «Гугл»
Назначение	Файл cookie Google, используемый для управления расширенными сценариями и обработкой событий.
Политика конфиденциальности	https://policies.google.com/privacy?hl=de
Имя файла cookie	_ga,_gat,_gid
Время выполнения файлов cookie	2 года

Внешние носители (1)

Внешние носители

Контент с видеоплатформ и социальных сетей по умолчанию заблокирован. Если файлы cookie внешних носителей принимаются, доступ к этому содержимому больше не требует ручного согласия.

Показать информацию о файлах cookie

Скрыть информацию о файлах cookie

Принять	Карты Гугл
Имя	Карты Гугл
Провайдер	Google Ireland Limited, Gordon House, Barrow Street, Dublin 4, Ирландия
Назначение	Используется для разблокировки контента Google Maps. Опубликовано 01.02.2023 в Разное от admin Метки: Комментарии Добавить комментарий Отменить ответ Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены * Комментарий * Имя * Email * Сайт