Исследование структуры и режимов эксплуатации парогазовых установок с параллельной схемой работы на доктрических параметрах пара

Тип работы:
Диссертация
Предмет:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
Страниц:
172


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Проблема технического обновления российской энергетики последнее время стала очень актуальной. Задача модернизации и обновления оборудования различных энергокомпаний России является важнейшей экономической задачей.

Внедрение газотурбинных и парогазовых технологий в отечественную энергетику является одним из способов, лозволяющих осуществить качественные изменения в отрасли и повысить общий уровень эффективности производства электрической и тепловой энергии. Намечаемые масштабы развития электроэнергетики предполагают ввод ПГУ и ГТУ в период до 2010 г — 12 тыс. МВт, в период 2011—2020 гг. — 70 тыс. МВт [1]. Однако это возможно в случае, если будут созданы условия для направления широкомасштабных внешних инвестиций в электроэнергетику и отечественное энергомашиностроение.

Вместе с тем модернизация действующих паротурбинных тепловых электростанций путем их надстройки газотурбинными установками является наиболее простым и экономичным способом повышения эффективности использования топлив при производстве электроэнергии.

Из многих факторов, влияющих на масштабы и направления применения газотурбинных и парогазовых установок в энергетике России, важным является структура топливного баланса. В настоящее время доля природного газа в суммарном расходе топлива на электростанциях РФ составляет 64%. На перспективу до 2020 года основой электроэнергетики останутся тепловые электростанции, удельный вес которых в структуре установленной мощности отрасли сохранится на уровне 67-г70%. Вместе с тем, в & laquo-Энергетической стратегии России до 2020 г. »- установлена целесообразность дополнительной загрузки электростанций на угле, в основном в Европейской части России и на Урале, а также в ОЭС Сибири- модернизация электростанций, изначально запроектированных на уголь и в настоящее время использующих в основном природный газ. На рис.В.1 указаны необходимые ресурсы топлива для ТЭС страны по прогнозам РАО ЕЭС России [2−4]. Таким образом, доля угольного топлива будет возрастать. Поэтому важной задачей является вовлечение твердого топлива в энергетический баланс с повышением экономических и экологических показателей при производстве электроэнергии.

Существует несколько технологий, позволяющих использовать твердое топливо в технологических схемах 111 У. Одним из путей решения этой проблемы является применение ПТУ с параллельной схемой работы с пылеугольными паровыми котлами.

Настоящая работа посвящена разработке и анализу различных вариантов тепловых схем 111У с параллельной схемой работы, их структурных особенностей. Разработана методика и алгоритм определения показателей тепловой экономичности 111У с параллельной схемой работы. Проанализировано влияние работы различных элементов на показатели работы всего парогазового блока на докритических параметрах пара. Проанализированы возможные способы регулирования нагрузки 111У с параллельной схемой работы. Разработаны диаграммы режимов

500 1

Рис. В.1. Потребность в топливе на ТЭС России на период до 2020 г. эксплуатации ПГУ с параллельной схемой работы. Проведена оценка экономической эффективности предложенных решений на примере технического перевооружения пылеугольного блока на базе К-210−130.

Работа выполнена под руководством кандидата технических наук, профессора кафедры ТЭС МЭИ (ТУ) Цанева С. В., которому автор выражает глубокую благодарность. Автор выражает благодарность научному руководителю НИЛ МЭИ (ТУ) & laquo-ГТУ и ПГУ ТЭС& raquo- доценту каф. ТЭС к.т.н. Бурову В. Д. и профессору каф. ПГС к.т.н. Изюмову М. А. за ценные замечания, советы и консультации при выполнении диссертационной работы. Автор благодарит коллектив НИЛ & laquo-ГТУ и ПГУ ТЭС& raquo- за сотрудничество и помощь в процессе оформления данной работы, а также к.т.н. Дудко А. П., к.т.н. Конакотина Б. В., к.т.н. Торжкова В. Е. за оказанную поддержку и содействие при создании расчетных средств. Автор работы благодарит сотрудников кафедры Тепловых электростанций МЭИ (ТУ) за ряд сделанных важных замечаний и полезных рекомендаций.

ВЫВОДЫ ПО ДИССЕРТАЦИИ

По диссертационной работе можно сделать следующие выводы:

1. В результате анализа различных тепловых схем действующих и проектируемых ПГУ с параллельной схемой работы выделены основные варианты данных схем.

2. Разработаны методические основы определения и расчета тепловых схем ПГУ с параллельной схемой работы. На основе разработанной методики проведен анализ влияния отдельных элементов тепловой схемы на показатели работы блока на докритических параметрах пара в целом.

3. Выявлены и проанализированы особенности и условия работы основного оборудования в ПГУ с параллельной схемой. Установлено, что перераспределение тепловых нагрузок между поверхностями нагрева в энергетическом паровом котле, имеющее место в рассматриваемых схемах ПГУ, существенно влияет на экономичность его работы и всего блока в целом. Получены рекомендации по выбору характеристик ГТУ с учетом технических ограничений, накладываемых паровым котлом и паротурбинной установкой.

4. Выполнены исследования вариантов тепловых схем ПГУ с параллельной схемой на докритических параметрах пара с использованием различных ГТУ. Показано, что повышение КПД по выработке электроэнергии (брутто) по сравнению с работой обычного пылеугольного блока составляет З-г-5,5% (абс.). Исследовано изменение показателей работы ПГУ с параллельной схемой работы в годовом разрезе с учетом неравномерности характеристик и собственных нужд.

5. Проведено исследование влияния дополнительного сжигания топлива перед КУ на эффективность работы парогазового блока. Получено условие роста КПД производства электроэнергии ПГУ при использовании дожигания. Для ПГУ на базе паротурбинного блока 210 МВт установлено, что прирост КПД по выработке электроэнергии (нетто) при применении дополнительного сжигания топлива с целью стабилизации параметров пара может составить 0,2+0,8% (абсолютных) в зависимости от типа ГТУ.

6. Проанализированы возможные способы регулирования электрической нагрузки парогазового энергоблока с параллельной схемой работы с учетом их особенностей и граничных условий. Разработаны диаграммы режимов эксплуатации ПГУ с параллельной схемой работы. Установлено, что оптимальным способом регулирования электрической нагрузки ПГУ с параллельной схемой работы для всех исследуемых вариантов тепловых схем является изменение мощности паровой турбины при номинальном режиме работы ГТУ.

7. Разработаны основные положения методики определения экономической эффективности модернизации паротурбинных энергообъектов в ПГУ с параллельной схемой работы. Проведена оценка экономической эффективности предлагаемых вариантов перевода паросиловой установки в ПГУ с параллельной схемой работы. Для условий центрального региона РФ в ценах 1 квартала 2003 г. срок окупаемости (с начала производства) составляет 66 мес., а внутренняя норма рентабельности порядка 23%.

ПоказатьСвернуть

Содержание

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ СОКРАЩЕНИЙ.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО СОЗДАНИЮ ПГУ С ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ СХЕМОЙ РАБОТЫ И МЕТОДОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ.

1.1. Пути совершенствования тепловых электростанций.

1.2. Применение парогазовой технологии на ТЭС.

1.3. Обзор тепловых схем парогазовых установок с параллельной схемой работы.

1.4. Обзор работ по исследованию энергетических показателей ПГУ с параллельной схемой работы.

1.5. Постановка задачи и цели исследования.

ГЛАВА 2. МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ И РАСЧЕТА ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ПГУ С ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ СХЕМОЙ РАБОТЫ.

2.1. Варианты тепловых схем ПГУ с параллельной схемой работы.

2.2. Схема тепловых и энергетических потоков ПГУ с параллельной схемой работы.

2.3. Определение показателей тепловой экономичности ПГУ с параллельной схемой работы.

2.4. Особенности определения показателей тепловой экономичности ПГУ с параллельной схемой работы с учетом затрат энергии на собственные нужды.

2.5. Особенности работы основного оборудования в тепловых схемах 111 У с параллельной схемой работы.

2.6. Критерий выбора ГТУ для технического перевооружения паротурбинного блока.

2.7. Алгоритм расчета тепловых схем парогазовых установок с параллельной схемой работы.

2.8. Описание программных продуктов. v 2.9. Выводы по второй главе.

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ ПТУ С ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ СХЕМОЙ РАБОТЫ НА ДОКРИТИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРАХ ПАРА.

3.1. Анализ влияния характеристик элементов ПГУ с параллельной схемой на показатели тепловой экономичности блока.

3.1.1. Влияние электрической мощности и КПД ГТУ на показатели тепловой экономичности парогазового энергоблока.

3.1.2. Влияние доли обвода части питательной воды и основного конденсата помимо ПВД и ПНД на показатели тепловой экономичности парогазового энергоблока.

3.1.3. Влияние нагрузки энергетического парового котла на показатели тепловой экономичности парогазового энергоблока.

3.1.4. Влияние степени утилизации теплоты дымовых газов ГТУ в котле-утилизаторе на показатели тепловой экономичности парогазового энергоблока.

3.2. Исследование показателей тепловой экономичности ПГУ с параллельной схемой на базе различных типов ГТУ.

3.3. Влияние неравномерности параметров ГТУ на показатели тепловой экономичности ПГУ с параллельной схемой работы.

3.3.1. Неравномерность характеристик ГТУ. ы 3.3.2. Исследование влияния температуры наружного воздуха на показатели работы парогазовой установки.

3.4. Исследование эффективности применения дожигания топлива в ПГУ с параллельной схемой работы.

3.4.1. Условие роста тепловой экономичности ПГУ с параллельной схемой работы при использовании дополнительного сжигания топлива.

3.4.2. Исследование эффективности применения дожигания топлива в ПГУ с параллельной схемой работы.

3.5. Выводы по третьей главе.

ГЛАВА 4. ИССЛЕДОВАНИЕ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА И РЕЖИМОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПГУ С ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ СХЕМОЙ РАБОТЫ.

4.1. Способы регулирования электрической нагрузки ПГУ с параллельной схемой работы. 4.2. Влияние способов регулирования электрической нагрузки ПГУ с параллельной схемой работы на показатели ее тепловой экономичности.

4.2.1. Автономный режим работы ГТУ.

4.2.2. Автономный режим работы ПСУ.

4.2.3. Совместная работа ПТУ и ГТУ по параллельной схеме.

4.3. Выводы по четвертой главе.

ГЛАВА 5. ОЦЕНКА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ МОДЕРНИЗАЦИИ ТЭС С ИСПОЛЬЗО-4 ВАНИЕМ ПТУ С ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ СХЕМОЙ РАБОТЫ.

5.1. Варианты технического перевооружения и анализ показателей тепловой экономичности.

5.2. Оценка экономической эффективности инвестиционного проекта реконструкции.

5.2.1. Основные положения методики определения экономической эффективности технического перевооружения.

5.2.2. Оценка стоимости реконструкции.

5.2.3. Оценка экономической эффективности инвестиционного проекта.

5.3. Анализ чувствительности показателей экономической эффективности вариантов реконструкции ПСУ.

5.4. Выводы по пятой главе.

ВЫВОДЫ ПО ДИССЕРТАЦИИ.

Список литературы

1. Кучеров Ю. Н., Волков Э. П. Стратегические направления и приоритеIты развития энергетики // Эффективное оборудование и новые технологии в российскую тепловую энергетику: Сб. докл. под общ. ред. Г. Г. Ольховского. — М.: АООТ & laquo-ВТИ»-, 2001. — С. 4−14.

2. Основные положения & laquo-Энергетической стратегии России на период до 2020 г. »- / А. Б. Яновский, A.M. Мастепанов, В. В. Бущуев и др. // Теплоэнергетика. 2002. — № 1. -С. 2−8.

3. Топливная политика взгляд РАО ЕЭС //Энергия. -2000. -8. № 9 С. 2−8.

4. Стратегия развития электрогенерирующих мощностей России до 2015 г. // Энергия. 2001. — № 3.- С. 9−16.

5. Котлер В. Р. Уголь и его роль в мировой электроэнергетике // Электрические станции. 1999. — № 4. — С. 67−70.

6. Вольфберг Д. Б. Современное состояние и перспективы развития энергетики мира // Теплоэнергетика. 1999. — № 8. -С. 5−12.

7. Ефимочкин Г. И., Шмуклер Б. И., Авруцкий Г. Д. Совершенствование тепловых схем энергоблоков // Теплоэнергетика. -2000. -№ 4. -С. 48−53.

8. О создании пылеугольных энергоблоков суперкритических параметров пара / Г. Д. Авруцкий, В. В. Лыско и др. // Электрические станции. 1999. — № 5. — С. 22−31.

9. Перспективные технологии для техперевооружения ТЭС: Краткий доклад. М.: АООТ & laquo-ВТИ»-, 2000. — 48 с.

10. Бенеш В. А., Шмелинг М. Производство энергии на пылеугольных электростанциях в условиях конкуренции и либерализации рынка // Электрические станции. 2002. — № 2. — С. 63−67.

11. Ольховский Г. Г. Развитие теплоэнергетических технологий. Газотурбинные и парогазовые установки // Развитие теплоэнергетики: Сб. научн. ст. М.: АООТ & laquo-ВТИ»-, 1996. — С. 19−44.

12. Безлепкин В. П., Гольдштейн А. Д. О схемах надстройки паротурбинных установок газовыми турбинами // // Теплоэнергетика^ - 2000. -№ 5. -С. 56−58.

13. Саламов А. А., Фильков В. М. Парогазовые установки со сжиганием топлива в кипящем слое под давлением // Теплоэнергетика. 1998. -№ 8. -С. 71−74.

14. Дьяков А. Ф., Попырин Л. С., Фаворский О. Н. Перспективные направления применения газотурбинных и парогазовых установок в энергетике России // Теплоэнергетика. 1997. — № 2. — С. 59−64.

15. Гаевский В. Перспективные электростанции на органическом топливе // Энергетик. 1996. № 2. — С. 27−28.

16. Эффективность технологий топливоиспользования в электроэнергетике России / С. В. Цанев, В. Д. Буров, М. А. Соколова, В. П. Воронин // Материалы конф. 1-ой Нижне-Волжской науч. -практ. конф.- Волжский. -2002. С. 13−19.

17. Walter F. Muller, Heinz Stahlschmidt Turn on the gas // Siemens Power Journal. 1999. -№ l. -C. 27−29.

18. Модернизация энергетических блоков путем их надстройки газовыми турбинами / Г. Г. Ольховский, Н. С. Чернецкий, П. А. Березинец и др. // Электрические станции. 1991.- № 7. — С. 9−18.

19. Конакотин Б. В. Разработка, исследование и оптимизация тепловых схем парогазовых установок сбросного типа с пылеугольными паровыми котлами: Автореф. дис. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. М., 1998. -20 с.

20. Буров В. Д., Конакотин Б. В., Цанев С. В. Особенности применения парогазовой технологии на угольных электростанциях // Энергосбережение и водоподготовка. 1998. —. № 1. — С. 37−44.

21. Расчетный анализ вариантов газотурбинной надстройки с замещением регенерации к полупиковому блоку 320 МВт Березовской ГРЭС // Минск: МНВП & laquo-Веда»-, 1991. 102 с.

22. Хойзинберг К., Виттко Э. Увеличение мощности паротурбинных электростанций на природном топливе за счет перехода на комбинированный цикл // Siemens Power Journal. -1996. С. 10−13.

23. Джонс Д. С., Нидерстеберг Ю. Использование блока с параллельной схемой для повышения экономичности и улучшения экологических показателей электростанций // Энергетик. -1995. № 8. — С. 26−27.

24. John S. Joyce Parallel-powered combined cycle // MPS Review. 1993. -№ 1. -C. 23−27.

25. Parallel combined cycle at Altbach/Deizisau HKW 2 // Siemens Review. — 1995. № 9. — C. 2−8.

26. More than 60% efficiency by combining advanced gas turbines and conventional steam power plants // ABB Review. 1997. — № 3. — C. 3−15.

27. Отчет № 650 Разработка тепловой и пусковой схем блока ПГУ-500 для Лукомльской ГРЭС с учетом частичных нагрузок / ПОР & laquo-ЛМЗ»-, НПО ЦКТИ, СПб, 1992.

28. Хайлов Б. А. Газоугольная ТЭЦ небольшой мощности с применением ГТУ И Энергетик. 2003. — № 1. — С. 20−22.

29. Аль-Сбейх Аль-Махамид Маджед Анализ маневренных характеристик энергоблоков и выбор схем при расширении КЭС: Автореф. дис. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. Минск, 1994. — 17 с.

30. Зб. Эль Азхар Абдельхади. Выбор параметров ГТУ в схемах газотурбинных надстроек энергоблоков: Автореф. дис. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. Минск, 1996. — 20 с.

31. Безлепкин В. П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций. СПб.: Изд-во СПбГТУ, 1997. — 295 с.

32. Тепловые схемы ТЭС и АЭС / В. М. Боровков, О. И. Демидов, С.А. Ка-заров и др.- Под ред., С. А. Казарова. СПб.: Энергоатомиздат, 1995. 392 с.

33. Расчет показателей тепловых схем и элементов парогазовых и газотурбинных установок электростанций / Цанев С. В., Буров В. Д., Торжков В. Е. и др.- Под ред. В. В. Чижова. М.: Изд-во МЭИ, 2000. — 72 с.

34. Андрющенко А. И., Лапшов В. И. Парогазовые установки электростанций (термодинамический и технико-экономический анализы циклов и тепловых схем). Л.: Энергия, 1965. — 248 с.

35. Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции: Под ред. В.Я. Гирш-фельда — 3-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1987. — 328 с.

36. Энергетические показатели высокоманевренных парогазовых теплоэлектроцентралей с дожиганием топлива / И. Т. Горюнов, С. В. Цанев,

37. B.Д. Буров, Р. Ю. Долин // Электрические станции. 1997. — № 2.1. C. 12−15.

38. К методике определения показателей тепловой экономичности ГТУ-ТЭЦ / И. Т. Горюнов, С. В. Цанев, В. Д. Буров, С. Н. Дорофеев // Электрические станции. 1996. — № 3. — С. 2−6.

39. Цанев С. В., Буров В. Д., Ремезов А. Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электрических станций. — М.: Изд-во МЭИ, 2002.- 584 с.

40. Тепловой расчет котлов (Нормативный метод). Изд-во НПО ЦКТИ. Спб. 1998. 256с.

41. Теория и проектирование газотурбинных и комбинированных установок / Елисеев Ю. С., Манушин Э. А., Михальцев В. Е. и др. М.: Изд-во МГТУ им. Н. Э. Баумана, 2000. — 640 с.

42. Методика определения энергетических показателей ПГУ ТЭС с параллельной схемой / В. Д. Буров, С. В. Цанев, М. А. Соколова и др. // Изв. РАН. Энергетика. 2001. — № 2. — С. 113−120.

43. Арсеньев Л. В., Тырышкин В. Г. Комбинированные установки с газовыми турбинами. Л.: Машиностроение. Ленингр. отд-ние, 1982. -247 с.

44. Щегляев А. В. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин: Учеб. для вузов: В 2 кн. Кн. 1 — 6-ое изд., перераб., доп. и подгот. к печати Б. М. Трояновским. — М.: Энергоатомиздат, 1993. -384 с.

45. Щегляев А. В. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин: Учеб. для вузов: В 2 кн. Кн. 2. 6-ое изд., перераб., доп. и подгот. к печати Б. М. Трояновским. — М.: Энергоатомиздат, 1993. -416 с.

46. Дорофеев С. Н. Исследование и оптимизация применения газотурбинных ТЭЦ в энергетике: Автореф. дис. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. -М., 1998. -20с.

47. Дудко А. П. Разработка методических основ определения энергетических показателей парогазовых ТЭЦ с котлами-утилизаторами и исследование режимов их работы: Автореф. дис. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. -М., 2000. -20 с.

48. Особенности определения расхода электроэнергии на собственные нужды газотурбинных и парогазовых установок электростанций /

49. B.Д. Буров, С. В. Цанев, В. Е. Торжков и др. // Вестник МЭИ. 2001. -№ 4. -С. 5−11.

50. Березинец П. А. Влияние газотурбинных надстроек на работу котлов надстроенных энергоблоков // Электрические станции. — 1991. — № 71. C. 18−24.

51. Григораш Л. В., Денисенкова Е. А., Лазуткина Л. П. Программа «TRAKT» (справочное руководство). Подольск: Изд-во ЗиО. 1984.

52. Особенности определения и анализ показателей энергетического модуля в тепловых схемах парогазовых установок / С. В. Цанев, В. Д. Буров, М. А. Соколова, Ш. Р. Якупов // Вестник МЭИ. 2002. — № 4. -С. 16−20.

53. Цанев С. В., Буров В. Д., Конакотин Б. В. Расчет на ЭВМ утилизационного парового котла в схеме парогазовой установки. М.: Изд-во МЭИ, 1996. -16с.

54. Печенкин С. П., Серебряников В. Н., Тишин С. Г. Расчет на ЭВМ тепловых схем паротурбинных установок ТЭС и АЭС. М.: Изд-во МЭИ, 1992. -32с.

55. Типовая энергетическая характеристика нетто турбоагрегата К-200−130 (ЛМЗ), 1972 г. с. 31. 62. www. lmz. ru.

56. Трухний А. Д., Костюк А. Д., Трояновский Б. М. Технические предложения по создания паротурбинной установки для замены устаревшихiэнергоблоков 150.. 200 МВт // Теплоэнергетика. 2000.- № 2. — С. 2−10.

57. Резников М. И., Липов Ю. М. Котельные установки электростанций. -3-е изд., перераб. — М.: Энергоатомиздат, 1987 288с.

58. Цанев С. В., Буров В. Д., Соколова М. А. Анализ влияния характеристик элементов ПГУ с параллельной схемой на показатели тепловой экономичности блока // Повышение эффективности теплоэнергетического оборудования. Материалы конф. Иваново. 2002. С. 50−54.

59. Каталог газотурбинного оборудования // Газотурбинные технологии. -2001.- 119 с. 670 готовности ГТЭ-110 к промышленному освоению // Электрические станции. 2001. — № 8. -С. 55−59.

60. Гущин А. В., Дудко А. П. Газовые турбины ALSTOM в России: эксплуатация и обслуживание // Газотурбинные технологии. — 2001. -№ 5. -С. 34−38.

61. СНиП 23−01−99. Строительная климатология. М.: Госстрой России, 2000. -55 с

62. Цанев С. В., Буров В. Д., Соколова М. А. Исследование показателей тепловой экономичности парогазовых пылеугольных ТЭС с параллельной схемой // Материалы докладов РНСЭ Казань — 2001. — С. 47−50.

63. Соколова М. А., Цанев С. В., Буров В. Д. Сравнение экономических вариантов парогазовых блоков с параллельной схемой// Молодые ученые России теплоэнергетике. Материалы межрегион, конф. — Новочеркасск: ЮРГТУ (НПИ), 2001. — С. 15−17.

64. Торжков В. Е. Исследование и оптимизация характеристик парогазовых КЭС малой и средней мощности с одноконтурными котлами-утилизаторами: Автореф. дис. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. М., 2002. -20 с.

65. Эффективность использования дожигания топлива в схемах ПГУ-КЭС с одноконтурными котлами-утилизаторами // Газотурбинные технологии. № 1. — 2003. — С. 2−6.

66. Реконструкция паротурбинных блоков электростанций мощностью 200 и 300 МВт с применением газовых турбин. Технические предложения для Министерства топлива и энергетики России / ПО JIM3, А О Сименс. -М., 1992. 86 с. 77. http: //www. energomachexport. ru

67. Результаты работы за первый квартал 2003 года. Отчет ОАО & laquo-Мосэнерго»-. &mdash- 20с.

68. Характеристики парогазового энергоблока с параллельной схемой с паротурбинной установкой К-210−130 (JIM3)ро= 12,75 МПа, to=tnn=540 & deg-С)

69. Наименование параметра Схема № 1 Схема № 2 Схема № 3

70. GT8C V64. 3A и оо Н О X (N ГТГ-110 GT8C V64. 3A о оо Н О X (Ч ГТГ-110 GT8C V64. 3A о оо Н О X ГТГ-110

71. Электрическая мощность ГТУ, МВт 56,8 71,1 113,6 117,4 56,8 71,1 113,6 117,4 56,8 71,1 113,6 117,4

72. КПД ГТУ, % 34,95 35,9 34,95 35,68 34,95 35,9 34,95 35,68 34,95 35,9 34,95 35,68

73. Расход тепла на дожигание перед КУ, МВт 14,0 28,0 33,34 14,0 — 28,0 33,34 14,0 — 28,0 33,34

74. Подвод тепла со стороны КУ, МВт 94,2 100 188,4 195,3 94,2 100 188,4 195,3 94,2 100 188,4 195,3

75. Подвод тепла со стороны ПК, МВт 413,1 408,5 337,6 335,6 404,2 397,3 311,9 310,0 413,2 408,8 338,2 336,6

76. Нагрузка парового котла, % 85,1 83,9 66,3 65,8 85,5 84,0 65,8 65,4 87,2 86,2 70,7 70,3

77. КПД парового котла, % 91,7 91,6 88,9 88,8 92,2 92,2 92,4 92,4 92,2 92,1 91,3 91,4

78. Расход пара в ЦВД турбины, кг/с 166,4 165,9 158,5 158,3 143,6 141,1 110,5 109,9 165,4 164,8 158,5 156,3

79. Расход пара к конденсатор, кг/с 125,9 126,4 133,3 133,5 127,1 127,2 133,2 133,4 125,9 126,4 133,3 133,4

80. Эл, мощность ПТУ, МВт 220,0 220,0 220,0 220,0 208,5 207,0 194,4 194,2 220,0 220,0 220,0 220,0

81. Электрическая мощность ПГУ, МВт 276,8 291,1 333,6 337,4 265,3 278,1 304,0 311,6 276,8 291,1 333,6 337,4

82. КПД блока по выработке электроэнергии (брутто), % 43,82 44,90 45,30 45,35 42,85 43,91 44,15 44,21 43,98 45,04 45,88 45,91

83. Удельный расход условного топлива (брутто), г/(кВт*ч) 280,3 273,6 271,1 270,8 286,6 279,7 278,2 277,8 279,2 272,6 267,7 267,5

84. Температура наружного воздуха, & deg-С -26 -15 0 4 15 30

85. Показатели ГТУ в составе ПГУ

86. Электрическая мощность (нетто), МВт 77: 56 74,22 69,94 68,82 64,97 59,34

87. Доля расхода электроэнергии на СН ГТУ, % 3,17 3,17 3,17 3,17 3,18 3,22

88. КПД производства электроэнергии (нетто), % 34,85 34,85 34,85 34,76 34,49 33,68

89. Температура выхлопных газов, & deg-С 571,0 571,9 573,8 575,0 578,0 586,0

90. Показатели К У в составе ПГУ

91. Расход генерируемого пара, кг/с 21,3 20,7 20,1 20JD 19,5 19,0

92. Расход подогреваемой пит. воды, кг/с 58,5 57,0 55,0 55,0 52,5 50,0

93. Расход подогреваемого основного конденсата, кг/с 45,5 45,0 42,5 42,0 41,0 38,0

94. Температура выхлопных газов, иС 101,8 101,5 101,0 100,0 99,0 98,0

95. Показатели П К в составе ПГУ

96. Нагрузка по свежему пару, % 85,0 85,5 86,1 86,2 86,8 87,8

97. КПД ПК (брутто), % 92,6 92,09 92,1 92,1 92,2 92,2

98. Показатели ПТУ в составе ПГУ

99. Электрическая мощность (нетто), МВт 207,83 207,80 207,24 207,23 206,66 206,03

100. Доля расхода электроэнергии на СН ПТУ, % 5,53 5,55 5,80 5,80 6,06 6,35

101. Показатели ПГУ с параллельной схемой работы

102. Электрическая мощность (нетто), МВт 285,39 282,02 277,17 276,05 271,63 265,37

103. Доля расхода электроэнергии на СН ПГУ, % 4,901 4,932 5,151 5,161 5,389 5,670

104. КПД ПГУ производства электроэнергии (нетто),% 42,92 42,88 42,74 42,73 42,48 41,99

105. Температура наружного воздуха, & deg-С -26 -15 0 4 15 30

106. Показатели ГТУ в составе ПГУ

107. Электрическая мощность (нетто), МВт 63,31 60,53 56,29 55,02 51,21 45,40

108. Доля расхода электроэнергии на СН ГТУ, % 3,151 3,153 3,171 3,178 3,207 3,267

109. КПД производства электроэнергии (нетто), % 34,397 34,353 33,972 33,835 33,254 32,092

110. Температура выхлопных газов, & deg-С 501,27 505,00 511,20 513,03 518,36 526,17

111. Показатели К У в составе ПГУ

112. Доля дожигаемого топлива, % 9,85 9,50 8,82 8,62 8,03 7,11

113. Расход генерируемого пара, кг/с 20,40 19,90 19,10 18,90 18,00 17,20

114. Расход подогреваемой пит. воды, кг/с 56,00 54,50 52,20 51,50 50,00 47,00

115. Расход подогреваемого основного конденсата, кг/с 44,00 42,50 40,50 40,00 38,50 37,00

116. Температура уходящих газов, иС 101,2 101,0 100,6 100,4 99,8 99,5

117. Показатели П К в составе ПГУ

118. Нагрузка по свежему пару, % 85,77 86,24 86,96 87,15 88,04 89,20

119. КПД ПК (брутто), % 92,12 92,14 92,16 92,17 92,20 92,23

120. Показатели ПТУ в составе ПГУ

121. Электрическая мощность (нетто), МВт 207,78 207,75 207,71 207,17 206,59 205,94

122. Доля расхода электроэнергии на СН ПТУ, % 5,55 5,57 5,59 5,83 6,10 6,39

123. Показатели ПГУ с параллельной схемой работы

124. Электрическая мощность (нетто), МВт 271,09 268,28 263,99 262,19 257,80 251,34

125. Доля расхода электроэнергии на СН ПГУ, % 5,003 5,032 5,083 5,286 5,535 5,840

126. КПД ПГУ производства электроэнергии (нетто), % 41,80 41,84 41,77 41,67 41,36 40,94о -о1. СП (л

127. Температура наружного воздуха, иС -26 -15 0 4 15 30

128. Показатели ГТУ в составе ПГУ

129. Электрическая мощность (нетто), МВт 128,97 128,96 116,33 113,78 106,61 95,90

130. Доля расхода электроэнергии на СН ГТУ, % 3,027 3,040 3,057 3,062 3,084 3,130

131. КПД производства электроэнергии (нетто), % 35,40 35,10 34,71 34,60 34,11 33,13

132. Температура выхлопных газов, & deg-С 441 463 493 502,2 524 548

133. Показатели К У в составе ПГУ

134. Доля дожигаемого топлива, % 18,78 14,97 11,34 10,09 7,10 3,73

135. Расход генерируемого пара, кг/с 43,0 41,0 38,6 38,0 36,4 34,1

136. Расход подогреваемой пит. воды, кг/с 115,5 112,89 106,66 105,00 100,44 95,00

137. Расход подогреваемого основного конденсата, кг/с 75,0 75,0 81,27 80,00 76,53 71,81

138. Температура уходящих газов, & deg-С 102,0 101,7 101,5 100,0 99,0 98,0

139. Показатели П К в составе ПГУ

140. Нагрузка по свежему пару, % 66,77 68,01 69,84 70,35 71,98 74,55

141. КПД ПК (брутто), % 90,90 91,01 91,20 91,25 91,39 91,55

142. Показатели ПТУ в составе ПГУ

143. Электрическая мощность (нетто), МВт 209,06 208,99 208,87 208,31 207,65 206,94

144. Доля расхода электроэнергии на СН ПТУ, % 4,97 5,01 5,06 5,31 5,61 5,94

145. Показатели ПГУ с параллельной схемой работы

146. Электрическая мощность (нетто), МВт 338,03 337,94 325,20 322,09 314,26 302,84

147. Доля расхода электроэнергии на СН ПГУ, % 4,241 4,265 4,354 4,530 4,771 5,065

148. КПД ПГУ производства электроэнергии (нетто), % 42,90 43,12 43,73 43,82 43,94 43,68

149. Характеристики ПГУ с параллельной схемой на базе ГТУ типа «GT8C» без использования дожигания (схема № 3)

150. Температура наружного воздуха, & deg-С -26 -15 0 4 15 30

151. Показатели ГТУ в составе ПГУ

152. Электрическая мощность (нетто), МВт 63,31 60,53 56,29 55,02 51,21 45,40

153. Доля расхода электроэнергии на СН ГТУ, % 3,151 3,153 3,171 3,178 3,207 3,267

154. КПД производства электроэнергии (нетто), % 34,40 34,35 33,97 33,84 33,26 32,09

155. Температура выхлопных газов, & deg-С 501,27 505,00 511,20 513,03 518,36 526,17

156. Показатели К У в составе ПГУ

157. Расход генерируемого пара, кг/с 16,00 15,60 15,40 15,30 15,00 14,50

158. Температура перегретого пара, иС 470 475 480 483 487 493

159. Расход подогреваемой пит. воды, кг/с 64,0 62,0 60,5 59,0 58,0 54,0

160. Расход подогреваемого основного конденсата, кг/с 44,0 42,5 40,5 40,0 38,5 37,0

161. Температура уходящих газов, & quot-С 101,2 101,0 100,6 100,0 99,5 98,7

162. Показатели П К в составе ПГУ

163. Нагрузка по свежему пару, % 89,23 89,55 89,76 89,87 90,30 91,30

164. КПД ПК (брутто), % 92,18 92,19 92,20 92,21 92,22 92,30

165. Показатели ПТУ в составе ПГУ

166. Электрическая мощность (нетто), МВт 207,53 207,51 206,98 206,97 206,42 205,83

167. Доля расхода электроэнергии на СН ПТУ, % 5,67 5,68 5,92 5,92 6,17 6,44

168. Показатели ПГУ с параллельной схемой работы

169. Электрическая мощность (нетто), МВт 270,84 268,04 263,27 261,98 257,64 251,22

170. Доля расхода электроэнергии на СН ПГУ, % 5,093 5,118 5,345 5,359 5,600 5,885

171. КПД ПГУ производства электроэнергии (нетто), % 41,67 41,67 41,56 41,52 41,22 40,79

172. Характеристики ПГУ с параллельной схемой на базе ГТУ типа & laquo-ГТЭ-110»- без использования дожигания (схема № 3)

173. Температура наружного воздуха, иС -26 -15 0 4 15 30

174. Показатели ГТУ в составе ПГУ

175. Электрическая мощность (нетто), МВт 129,64 129,62 116,93 114,36 107,16 96,40

176. Доля расхода электроэнергии на СН ГТУ, % 2,527 2,540 2,557 2,562 2,584 2,630

177. КПД производства электроэнергии (нетто), % 35,58 35,28 34,89 34,78 34,29 33,30

178. Температура выхлопных газов, & deg-С 441 463 493 502 524 548

179. Показатели К У в составе ПГУ

180. Расход генерируемого пара, кг/с 24,60 26,50 28,50 30,00 31,00 30,50

181. Температура перегретого пара, & deg-С 420 440 460 465 495 500

182. Расход подогреваемой пит. воды, кг/с 125 123 121 120 113 107

183. Расход подогреваемого основного конденсата, кг/с 50 50 58 60 55 52

184. Температура уходящих газов, & deg-С 143 138 133 129 125 120

185. Показатели П К в составе ПГУ

186. Нагрузка по свежему пару, % 81,25 80,46 79,17 77,16 77,38 77,44

187. КПД ПК (брутто), % 91,70 91,68 91,69 91,54 91,59 91,61

188. Показатели ПТУ в составе ПГУ

189. Электрическая мощность (нетто), МВт 207,96 208,02 208,13 207,70 207,18 206,65

190. Доля расхода электроэнергии на СН ПТУ, % 5,47 5,44 5,40 5,59 5,83 6,07

191. Показатели ПГУ с параллельной схемой работы

192. Электрическая мощность (нетто), МВт 336,94 336,98 324,46 321,47 313,79 302,55

193. Доля расхода электроэнергии на СН ПГУ, % 4,550 4,538 4,571 4,712 4,912 5,157

194. КПД ПГУ производства электроэнергии (нетто), % 42,20 42,39 43,04 43,23 43,35 43,04

Заполнить форму текущей работой