Оценка эффективности инвестиционного проекта строительство парогазовой установки мощностью 410 МВт (стр. 18 из 28)

Обобщая разработки современных ПГУ, можно заключить что:

• Трехконтурная схема с промперегревом представляет на сегодняшний день предельно достигнутый уровень сложности. По линии совершенствования тепловой схемы утилизационного контура ПГУ в направлении увеличения числа уровней давления и ступеней перегрева пара достигнут экономически целесообразный предел.

• Сформировались устойчивые подходы к выбору схемы и типа ПГУ (моно или полиблок, одновальный или двух вальный), учитывающие требования Заказчика, условия эксплуатации и стоимость топлива:

— для работы в базовой части графика электрических нагрузок и при использовании дорогого топлива применяются ПГУ с КУ на три уровня давления пара с промперегревом; при этом ПГУ выполняется в виде дубль-блока мощностью 350÷800 МВт, или моноблока в одновальном исполнении мощностью 300÷450 МВт; последнее свидетельствует о высокой надежности применяемого оборудования, в том числе и ГТУ,

— для работы в переменной части графика с частыми пусками и остановами и использовании дешевых топлив ПГУ с КУ проектируют по более простой схеме утилизационного контура − два давления пара без промперегрева. Уровень мощности блоков колеблется от 350 МВт до 600 МВт.

• Цикл одного давления из-за повышенной температуры уходящих газов (150-170 оС) может применяться в ПГУ мощностью до 100÷150 МВт на промышленных ТЭЦ и при комбинированной выработке тепла и электроэнергии.

Таким образом, изучив особенности парогазовой установки и проанализировав опыт их использования на станциях России, можно сделать вывод, что развитие парогазовых установок и их использования на станциях не только России, но и за рубежом, является одним из наиболее приоритетных направлений современной энергетики, призванных повысить эффективность производства и повышения уровня отрасли.

К основным сильным сторонам парогазовой установки можно отнести следующее:

- Парогазовые установки имеют электрический КПД порядка 51—58 %

- Снижение выбросов парниковых газов

- Существенно меньший расход воды по сравнению с классическими паровыми установками

- Снижение себестоимости производства электроэнергии

Что касается проекта ПГУ-410 на Среднеуральской ГРЭС, то основными преимуществами данного проекта с учетом специфики станции являются:

- Замена оборудования, выработавшего свой парковый ресурс

- Повышение конкурентоспособности электростанции на рынке электро- и теплоэнергии

- Повышение энергобезопасностиУральского региона

- Улучшение финансово-экономического положения предприятия

Преимущества площадки Среднеуральской ГРЭС:

- Наличие развитой инфраструктуры с возможностью использования действующих общестанционных систем и коммунникаций.

- Возможность размещения ПГУ-410 на территории ГРЭС

- Обеспечение газом от действующей ГРС.

- Наличие существующего источника водоснабжения – о.Исетское.

- Наличие дефицита мощности в ОЭС Урала, стабильный рост энергопотребления. ^[19]

Среднеуральская ГРЭС. ПГУ-410

Краткое описание принципиальной схемы блока ПГУ-410

На рис 2.13 представлена принципиальная тепловая схема конденсационной ПГУ-410 на базе ГТУ мощностью 260-270 МВт.

ПГУ включает в себя:

· Одну газотурбинную установку с генератором;

· Один котел-утилизатор с тремя парогенерирующими контурами и промперегревом пара;

· Одну паротурбинную установку с генератором;

· Вспомогательное оборудование.

Воздух из атмосферы через комплектное воздухоочистительное устройство (КВОУ) поступает на компрессор, сжимается и подается в камеру сгорания газовой турбины. Образующиеся продукты сгорания направляются в газовую турбину, где, расширяясь, производят работу, используемую для привода компрессора и электрического генератора.^[17]

Конденсат откачивается из конденсатора паровой турбины конденсатными насосами I ступени, проходит блочную обессоливающую установку и конденсатными насосами II ступени через конденсатор пара уплотнений подается в газовый подогреватель конденсата (ГПК), расположенный на выходе из котла-утилизатора.

Нагретый в ГПК конденсат поступает в деаэратор, где деаэрируется насыщенным паром низкого давления.

Питательная вода из бака деаэратора питательными насосами низкого давления подается в контуры низкого и среднего давления, а питательными насосами высокого давления – в контур высокого давления.

Парогенерирующий контур низкого давления содержит испаритель и пароперегреватель, а контуры среднего и высокого давления – соответствующие экономайзеры, испарители и пароперегреватели.

Перегретый пар высокого и низкого давления поступает в паровую турбину, а пар среднего подается в «холодную» нитку промперегрева, где смешивается с паром после ЦВД, и затем направляется в промперегреватель котла-утилизатора.

Перегретый пар высокого давления поступает в ЦВД турбины, пар после промперегрева – в ЦСД турбины, пар низкого давления смешивается с потоком пара из ЦСД и далее идет в ЦНД турбины.^[17]

Для проведения пуско-остановочных операций предусматривается двухбайпасная пусковая схема – быстродействующая редукционно-охладительная установка высокого давления (БРОУ-1) сбрасывает пар высокого давления в систему промперегрева пара для охлаждения промперегревателя, а редукционно-охладительная установка низкого давления (БРОУ-2) сбрасывает пар из системы промперегрева пара в конденсатор.

Моноблочная двухвальная ПГУ, в составе:

- Газовая турбина MS 9001 FB с генератором производства GeneralElectric, США Nэ = 270 МВт

- Паровая турбина с генератором SkodaPower, Чехия Nэ = 140 МВт

- Котел –утилизатор Nooter/Eriksen с тремя парогенерирующими контурами 14,0/3,1/0,5 МПа с промперегревом 2,9 МПа

Технико-экономические показатели:

- КПД (брутто) - 58%

- Удельный расход топлива – 205-215 г/кВтч

- Число часов использования установленной мощности – 6500-7000 часов^[19]

Рис.2.13 - Принципиальная тепловая схема ПГУ-410

Основные технические характеристики ПГУ-ТЭЦ трех давлений для условий Среднеуральской ГРЭС

На данном этапе работы проведены расчеты теплофикационного блока «SCC5-4000F 1x1» производства фирмы Сименс (ГТУ, КУ ПТУ и ЭГ). Рассматривается моноблочная двухвальная схема ПГУ (ГТУ со своим электрогенератором на одном валу, на другом валу ПТУ со своим электрогенератором). Показатели экономичности схем ПГУ-ТЭЦ других фирм будут отличаться незначительно.

Данная схема включает в себя ГТУ типа SGT5-4000F, КУ трех давлений и паровую турбину KN. Уходящие газы от ГТУ направляются котел утилизатор, в котором генерируется пар трех давлений - высокого, среднего и низкого.^[17]

Пар высокого давления направляется в ЦВД паровой турбины, отработав в котором возвращается в котел утилизатор, где смешавшись с паром среднего давления направляется в промежуточный пароперегреватель. После промперегрева объединенный поток пара направляется в ЦСД паровой турбины.

Перед ЦНД в паровую турбину подводится пар низкого давления. После чего весь поток пара проходит ЦНД и попадает в конденсатор. Отбор пара на сетевые подогреватели производится на выходе из ЦСД и в ЦНД.

Конденсат подается в КУ конденсатными насосами. Питание контуров высокого и среднего давления осуществляется одним насосом с электроприводом.

Деаэратор включается в работу только при включенной сетевой установке (теплофикационный режим) и питается насыщенным паром низкого давления. В конденсационных режимах работы весь воздух из конденсата удаляется эжекторной установкой из конденсатора, а дальнейших присосов по тракту конденсата нет, т.к. он находится под избыточным давлением.

Сетевая установка состоит из двух сетевых подогревателей питаемых паром из двух отборов паровой турбины (один - регулируемый, второй - нет). Конденсат из верхнего подогревания сливается в нижний, что позволяет снизить температуру конденсата на входе в КУ, поднять тепловую мощность сетевой установки.

Расчет тепловой схемы производился для четырех режимов:

1) Базовый режим - конденсационный нежим при среднегодовой температуре наружного воздуха 1,2 С. По этому режиму были определены основные конструктивные характеристики КУ.

2) Теплофикационный режим при среднеотопительной температуре наружного воздуха 6С.

3) Теплофикационный летний режим при температуре наружного воздуха 13,5 С. Отпуск теплоты в летний период был принят на уровне 15% от максимальной тепловой нагрузки блока.

4) Летний конденсационный режим при температуре наружного воздуха 13,5 C.

Таблица2.23 - Тепловая схема энергоблока

Температура наружного воздуха	°С	1.2	6	13.5	13.5
Электрическая мощность ПГУ (брутто)	МВт	437,6	381,31	417,7	422,3
Тепловая мощность ПГУ	МВт	0	265,9	40,1	0
Низшая теплота сгорания топлива	МДж/кг	48,729	48,729	48,729	48,729
Расход натурального топлива	Кг/Гкал	15,36	15,57	14,74	14,74
Расход условного топлива	Кг/Гкал	25,53	25,87	24,48	24,48
Электрический КПД ПГУ (брутто)	%	58,45	78,2	61,7	58,8
КПД ПГУ ТЭЦ по производству тепловойэнергии	%	52	52,3	52	52,7
Собственные нужды ПГУ	%	2,5	2,5	2,5	2,5
Коэффициент использования теплоты топлива	%	58,45	85,9	63,75	58,8
Электрическая мощность ПГУ (нетто)	МВт	426,7	371,8	407,3	411,7
Электрический КПД ПГУ (нетто)	%	56,99	76,3	60,1	57,33
Удельный расход условного топливаНа отпущенную электоэнергию	г/(кВт*ч)	215,4	160,9	204,1	214,2
Удельный расход условного топливаНа отпущенную тепловую нагрузку	Кг/Гкал	-	145,9	145,9	-
Массовый выброс NOx	г/с	34,360	34,8225	32,957	32,961

Итак, подведя итоги можно обобщит ожидаемый эффект от введения ПГУ 410: