Парогазовые установки

В настоящее время разница в нагрузке покрывается в основном за счет покупки электрической энергии на ФОРЭМ, что позволяет ТЭЦ работать на режиме, близком к номинальному. Однако пересмотр баланса электроэнергии и мощности в энергосистеме в ближайшем будущем потребует регулирования электрической мощности практически всех городских ТЭЦ С.-Петербурга.

Тепловая нагрузка в этом районе города также отличается заметной неравномерностью. В ночное время рабочих суток января отпуск тепловой энергии снижается на 16%, а в период максимального водозабора возрастает на 10% от ее номинального значения.

Район расположения Центральной ТЭЦ не имеет ЛЭП достаточной пропускной способности для получения электрической энергии от других электростанций энергосистемы.

Для решения проблемы могут быть рекомендованы теплофикационные парогазовые установки с котлами-утилизаторами (ПГУКУ). Они имеют максимально высокую термическую эффективность на конденсационных режимах и минимальную стоимость установленного киловатта среди всех типов парогазовых и паротурбинных установок. Кроме того, отличаются малыми габаритами.

Выбор основного оборудования для ПГУКУ ориентирован на отечественных производителей и на использование в составе ПГУ агрегатов, характеристики которых отвечают современным требованиям. Таким образом, для разработки теплофикационных ПГУ выбраны три газотурбинные установки: ГТЭ-160 производства СП Интертурбо (лицензионная версия установки V94.2 фирмы Siemens), ГТЭ-110 (совместная разработка НПО «Сатурн» и НПКГ «Зоря»-«Машпроект») и GT8C (компании Alstom).

Первоначально в качестве одной из основных газотурбинных установок для ПГУ рассматривалась ГТЭ-60 Ленинградского металлического завода. Однако в 2001 году завод объявил о прекращении работ по созданию этой ГТУ, поэтому в качестве третьей установки выбрана GT8C, основные энергетические параметры которой практически совпадают с характеристиками ГТЭ-60. В настоящее время продолжаются работы по созданию отечественных газотурбинных установок мощностью 60 МВт. Поэтому на последующих этапах разработок теплофикационных ПГУ представляется возможным вернуться к ГТЭ-60.

Котлы-утилизаторы и паровые турбины для ПГУ либо уже освоены отечественной промышленностью, либо без проблем могут быть изготовлены и поставлены на ТЭЦ. Не вызывает сомнений и возможность комплектации ПГУ таким серийным отечественным энергетическим оборудованием, как электрические генераторы, питательные насосы и др.

Принципиальная тепловая схема теплофикационной ПГУКУ приведена на рис. 2.

В состав ПГУ входит одна газовая турбина, котел-утилизатор и паровая турбина. При этом газовая и паровая турбины расположены на общем вал) и работают на один электрический генератор. Такое прогрессивное решение приводит к снижению капиталовложений.

Основным и резервным топливом ГТУ является природный газ. Дополнительное сжигание топлива перед котлом-утилизатором не предусматривается.

Основные характеристики ПГУ с котлом-утилизатором Таблица 1
	ПГУ-75	ПГУ-160	ПГУ-230
	+15°С	-2°С	+15°С	-2°С	+15°С	-2°С
Тип ГТУ	GT8C	ГТЭ-110	ГТЭ-160
Электрическая мощность, МВт	50,9	56,5	110	122	151,9	160
кпд,%	33,4	34,0	34,0	35,0	33,6	33,9
Расход топлива, кг/с	3,04	3,32	6,46	6,96	9,04	9,43
Температура выхлопных газов, °С	523	515	517	510	543	536
Мощность ПТ, МВт - электрическая - тепловая - полная	25,4 63,2 25,4	21,1 84,3	54,4 131,4 54,4	43,5 174,9	78,8 179,9 78,8	60,4 240,3
Мощность ПГУ, МВт -электрическая -тепловая - полная	76,3 76,3	77,6 65,8 143,4	164,4 164,4	165,5 138,6 304,1	230,7 230,7	220,4 187,8 408,2
Температура уходящих газов, °С	103	100	100	99	100	99
Термическая эффективность	0,51	0,871	0,517	0,881	0,519	0,873

Выхлопные газы ГТУ поступают в котел-утилизатор, включающий в себя контуры высокого и низкого давления. Оба контура работают на скользящем давлении пара. Полученный в котле-утилизаторе пар поступает в паровую турбину, имеющую два регулируемых отопительных отбора пара и конденсатор со встроенным теплофикационным пучком.

Установка подогрева сетевой воды включает в себя два ПСГ и пиковый сетевой подогреватель, выносной охладитель дренажа, водоводяной теплообменник, подключенный по сетевой воде параллельно с сетевыми подогревателями, а по конденсат)' -- последовательно с газовым подогревателем конденсата (ГПК), и теплообменник на обратной сетевой воде. Он может по подпиточной воде подключаться и последовательно, и параллельно со встроенным пучком конденсатора.

Характеристики ПГУ- 75 на режимах разгрузки Таблица 2
	вариант 1	вариант 2	вариант 3
Электрическая мощность ГТУ, кВт доля от номинальной	35825 0,63	35825 0,63	35825 0,63
Электрическая мощность ПТ, кВт доля от номинальной	17724 0,84	15505 0,735	13225 0,627
Тепловая мощность ПТ, кВт доля от номинальной	48814 0,77	49582 0,785	44721 0,708
Тепловая мощность ВВТ, кВт доля от номинальной	1942 0,73	3252 1,23	10454 5,38
Электрическая мощность ПГУ, кВт доля от номинальной	53549 0,7	51530 0,66	49050 0,63
Тепловая мощность ПГУ, кВт доля от номинальной	50756 0,77	52834 0,803	55175 0,84
Коэффициент электрической мощности	0,51	0,507	0,47
Коэффициент использования теплоты топлива разница с номинальным, %	0,864 -0,7	0,863 -0,8	0,863 -0,8

Приведенная на рис. 2 тепловая схема обеспечивает оптимальные параметры рабочих тел и высокую термическую эффективность ПГУ практически на всех эксплуатационных режимах. Основные результаты расчета тепловой схемы парогазовой установки с котлом-утилизатором приведены в табл. 1. Расчеты выполнены при следующих исходных данных: сопротивление входного тракта ГТУ - 1 кПа, выхлопного тракта -- 3 кПа, коэффициент электромеханических потерь в турбинах - 0,982 .

Анализ данных табл. 1 показывает, что на базе рассмотренных ГТУ могут быть созданы современные теплофикационные парогазовые установки электрической мощностью 230, 160 и 75 МВт. Тепловая мощность этих ПГУ равна соответственно 187, 138 и 65 МВт. На конденсационном режиме коэффициент использования теплоты топлива у парогазовых установок равен 0,51 ...0,519, тогда как у самых современных теплофикационных паротурбинных установок этот показатель составляет 0,4. Коэффициент электрической мощности у таких ПГУКУ равен 0,54, что на 30% выше, чем у лучших паротурбинных ТЭЦ.

Из табл. 1 видно, что на теплофикационных режимах термическая эффективность ПГУ с котлами-утилизаторами примерно на 5% ниже, чем у паротурбинных ТЭЦ. Поэтому в периоды спадов электрической нагрузки, продолжительность которых в энергосистеме Лен-энерго составляет 2800... 3000 ч/год, в первую очередь следует снижать электрическую мощность ПГУКУ.

Необходимость разгрузки обусловливается и тем, что тариф на электроэнергию в ночное время в 2,5 раза ниже, чем в остальное время суток.

Вместе с тем мировой опыт показывает, что регулировочный диапазон известных теплофикационных ПГУКУ близок к нулю. Этот серьезный недостаток приводит к значительным потерям теплоты топлива и трудностям в эксплуатации, Выполненные нами работы по увеличению регулировочного диапазона ПГУКУ позволили найти способ снижения электрической мощности теплофикационных ПГУ в периоды спадов электрической нагрузки при сохранении тепловой мощности на заданном уровне.

Предложенный способ включает в себя как известные, так и новые, разработанные нами варианты разгрузки ПГУКУ. К известным способам относятся: закрытие входного направляющего аппарата (ВНА) компрессора ГТУ, закрытие поворотной диафрагмы части низкого давления (ЧНД), включение пикового сетевого подогревателя. Новым является повышение давления в отопительных отборах турбины путем обвода сетевых подогревателей по воде. Этот способ предложен и опробован нами практически на всех типах отечественных теплофикационных паровых турбин.

Регулирование электрической мощности теплофикационных ПГУКУ реализуется следующим образом:

¦ при снижении электрической нагрузки -- закрывают ВНА компрессора, затем поворотную диафрагму ЧНД; включают в работу ПСП; повышают давление пара в отборах турбины путем обвода сетевых подогревателей по байпас-ному трубопроводу; конденсат греющего пара сетевых подогревателей (в обход газового подогревателя) направляют в деаэратор; газовый подогреватель конденсата переводят на подогрев сетевой воды с помощью водоводяного теплообменника и циркуляционного насоса;

¦ при увеличении электрической нагрузки -- открывают ВНА, поворотную диафрагму, выключают из работы ПСП; снижают давление в отборах турбины путем отключения байпасного трубопровода; конденсат направляют в газовый подогреватель; восстанавливают схему подогрева сетевой воды в сетевых подогревателях паровой турбины.

Этот способ не требует значительных изменений в тепловой схеме ПГУКУ и (или) установки дополнительного оборудования. Способ может быть реализован практически без финансовых затрат.

Основные результаты расчетов ПГУ-75 на режимах разгрузки приведены в табл. 2 и показаны на рис. 3. График иллюстрирует характер изменения электрической и тепловой мощности при использовании предложенного способа разгрузки ПГУКУ.

Крестиками на рисунке показаны зависимости, характеризующие изменение электрической и тепловой мощности ПГУКУ при закрытии ВНА (вариант 1), кружками -- при закрытии ВНА, закрытии поворотной диафрагмы ЧНД и включении ПСП (вариант 2), треугольниками -- при закрытии ВНА, закрытии поворотной диафрагмы ЧНД, включении ПСП, обводе ПСГ и переводе ГПК на подогрев сетевой воды (вариант 3).

Из табл. 2 и рис. 3 видно, что при использовании предложенного способа разгрузки электрическая мощность ПГУКУ снижается на 37% -- этого вполне достаточно для эффективного регулирования электрической мощности в энергосистеме Ленэнерго. Тепловая мощность установки при этом уменьшается на 16%, что в большинстве случаев можно считать приемлемым с учетом ночного естественного снижения тепловой нагрузки за счет горячего водоснабжения. Из рисунка видно также, что при снижении электрической мощности ПГУКУ на заданные 30% ее тепловая мощность снижается на 10%. При этом ГТУ, ПТУ и установку подогрева сетевой воды располагают в разных коэффициент использования теп лоты топлива уменьшается с 0,871 до 0,863, то есть всего на 0,8%.

Размещение нового оборудования на площадках действующих ТЭЦ, особенно старой постройки, -- достаточно сложная задача. В данном случае нельзя предложить типовую компоновку, пригодную для многих объектов. Для каждого объекта необходимы индивидуальные технические решения. Вместе с тем существует ряд типовых компоновочных решений, применяемых в этих случаях.

Газотурбинную установку и котел-утилизатор располагают на одной оси, что до минимума сокращает длину высокотемпературного газохода. В составе ПГУ используют вертикальный котел-утилизатор -- это позволяет расположить дымовую трубу на каркасе котла и значительно сократить строительные габариты установки. ГТУ и ПТУ в установку подогрева сетевой воды располагают в разных частях здания действующей ТЭЦ. Воздухозаборное устройство компрессора ГТУ устанавливают на крыше машинного зала. Такие технические решения существенно облегчают размещение разрабатываемых ПГУ на ограниченных площадях действующих ТЭЦ. В ряде случаев (при жестких ограничениях по площадям, проблемах с финансированием) для замены устаревшего оборудования действующих ТЭЦ может быть рекомендована ПГУКУ малой мощности, созданная на базе отечественного оборудования. Прототипом такой установки является опытно-промышленная теплофикационная газотурбинная установка с котлом-утилизатором на Безымянской ТЭЦ (ОАО «Самараэнерго»). В ее состав входит газотурбинная установка мощностью 25 МВт, созданная на базе авиадвигателя НК-37, котел-утилизатор ТКУ-б производства ОАО «Красный котельщик» и газовый подогреватель сетевой воды. Небольшие размеры и расположение котла-утилизатора над выхлопной частью ГТУ позволяют разместить эту установку даже в стесненных условиях устаревших ТЭЦ.

Выполненные расчеты по окупаемости парогазовых установок зарубежного производства, при существующих в настоящее время ценах на природный газ и электроэнергию, превышают расчетный срок службы ПГУ.

При изготовлении отечественными производителями таких элементов парогазовых установок, как котлы-утилизаторы, паровые турбины, электрические генераторы, теплообменники, воздухо-заборные устройства, системы шумоглушения, компрессоры для повышения давления природного газа и др., -- стоимость ГТУ и ПГУ может быть значительно ниже. С учетом изложенного сроки окупаемости инвестиций в строительство ПГУКУ на действующих ТЭЦ ОАО «Ленэнерго» могут быть близки к мировым.

Повышение эксплуатационных характеристик энергетических установок

В данной работе рассмотрены способы повышения эксплуатационных параметров паротурбинных установок путем интегрирования в их состав газотурбинного энергоблока, основным из которых является утилизация выхлопа газовой турбины для производства пара с требуемым давлением и температурой. Приведены схемы модернизации установок:

- с использованием газовых турбин с частичным окислением,

- с внешним сгоранием топлива,

- сжигающих мусор.

Михаил Коробицын -- Центр фундаментальных энергетических исследований, Нидерланды

Максимальная температура рабочего тела в газовой турбине значительно выше, чем в паровой, а температура выхлопа гораздо выше температуры наружного воздуха. Поэтому при объединении газовой и паровой турбин в одном цикле общий кпд установки может быть значительно увеличен. Современные энергетические установки комбинированного цикла имеют кпд около 60% из расчета по низшей теплотворной способности топлива (LHV), при относительно низких параметрах парового цикла. Кпд паротурбинных установок со сверхкритическими параметрами пара составляет не более 50%.

Развитие показателей эффективности энергетических установок с прямым (непосредственным) сгоранием топлива представлено на рис. 1. Из результатов различных исследований и разработок по увеличению кпд при выработке электроэнергии следует, что такие установки достигли предела по этому показателю. Повышение максимального давления в цикле Ренкина требует увеличения температуры для полного использования расширения (до режима конденсации), например: при давлении 300 бар температура пара должна быть 650°С. Такие параметры могут быть достигнуты только при использовании специальных высокотемпературных марок стали для котлов и паровых турбин. Это требует дальнейших интенсивных исследований и разработок в области металлургии.

В оптимизации рабочих параметров паровых турбин с 60-х годов XX века практически не было прогресса. Вновь построенные сверхмощные установки имеют те же, а иногда даже более низкие параметры, например, по сравнению с энергетической установкой Eddystone, построенной более 30 лет назад. Для перспективных паротурбинных установок планируется достигнуть кпд около 50%. Использование суперсплавов и аустенитных марок стали позволит получать пар с высокими параметрами (650°С/325 бар).

С другой стороны, достижения в производстве реактивных двигателей и возможность использования дешевого природного газа способствовали быстрому развитию газотурбинных технологий. Современные газотурбинные установки имеют кпд 42% в простом цикле и 58% в комбинированном. Газотурбинный цикл не требует высокого давления, и в современных двигателях степень повышения давления обычно ниже 40. Температура рабочего тела в современных газовых турбинах 1400°С. Таким образом, используются продукты горения с высокой рабочей температурой, близкой к адиабатической температуре пламени. В котлах же с прямым горением максимальная температура пара не так высока. Большая разница между температурой продуктов горения и температурой рабочего тела (пара) ограничивает кпд. Следовательно, интеграция газовой турбины в состав паротурбинной установки может существенно улучшить эксплуатационные показатели.

Необходимо рассмотреть различные варианты интеграции ГТУ в зависимости от того, какие задачи выполняет газовая турбина.

Использование выхлопа газовой турбины в качестве теплоносителя

Выхлоп газовой турбины имеет температуру 42О...55О°С, достаточную для производства пара требуемых параметров. Существующий паровой котел заменяется в данном случае паровым котлом-утилизатором (HRSG). Такая схема называется модернизацией в комбинированный цикл или полной модернизацией. В одном из вариантов (параллельном) для производства пара используются и паровой котел, и котел-утилизатор. Другим вариантом является утилизация выхлопа газовой турбины путем подогрева воды перед подачей в паровой котел.

Использование выхлопа газовой турбины в качестве подогретого воздуха для дожигания в его остаточном кислороде дополнительного топлива

Выхлопные газы ГТУ содержат 14-16% кислорода. Можно использовать этот выхлоп в качестве подогретого воздуха, подавая его в топку котла для дожигания дополнительного топлива. Теоретически расход выхлопных газов, подаваемых из газовой турбины и необходимых для обеспечения требуемого количества кислорода, должен быть на 30% больше расхода обычного воздуха. Но при высокой температуре выхлопа сокращается необходимое количество топлива и, следовательно, количество кислорода. Данная концепция известна как модернизация с использованием «горячего ветра» (горячего наддува -- hot windbox). В этом случае общий кпд установки увеличивается на 3,8%, а количество производимой электроэнергии -- на 20-30%.

Использование выхлопа газовой турбины в качестве топлива (неполное окисление топлива в ней)

Частичное окисление метана происходит при субстехиометрических условиях и обычно при высоком давлении. В результате реакции образуется смесь водорода и моно-ксида углерода (СО). Замена обычной камеры сгорания газовой турбины на реактор частичного окисления дает возможность вырабатывать синтетический газ и электроэнергию. Полученный газ может быть направлен в топку парового котла в качестве подогретого топлива.

Интеграция газовой турбины в состав паротурбинной установки (комбинированный цикл с внешним горением)

Уголь, являясь твердым топливом, не пригоден для использования в газовых турбинах, но его химическая энергия может быть направлена в газовую турбину косвенным (непрямым) способом. В установках комбинированного цикла с внешним горением (EFCC) сжатый воздух нагревается в теплообменнике, установленном в топке парового котла. В результате разница между температурой рабочего тела и температурой продуктов горения сокращается, обеспечивая тем самым улучшение эксплуатационных параметров всей установки.

Утилизация твердого мусора

Одним из вариантов объединения газовой турбины и парового котла является интеграция их в установку по утилизации мусора. В связи с агрессивной природой мусора, его утилизация в ГТУ вызывает определенные трудности. В этом случае необходимо избегать шлаковых отложений, общей коррозии и особенно коррозии котла, а также обеспечить достаточное время для сгорания содержащихся в мусоре компонентов. Это достигается размещением трубной обвязки испарителя во втором канале (газоходе), система труб пароперегревателя располагается во втором или третьем канале (газоходе), где температура топочного (дымового) газа падает до приемлемого уровня.

Топочный газ, проходя через котел, охлаждается с 1000°С в радиационной секции до 600...800°С на входе в конвекционную зону. Пройдя систему труб испарителя, газ направляется в пароперегреватель и экономайзер. В результате перегретый пар имеет сравнительно низкую температуру (около 400°С). Температура выхлопа не опускается ниже 200°С, что предотвращает конденсацию агрессивных компонентов. Но в итоге ограничивается кпд парового цикла установки по утилизации мусора.

Некоторое улучшение параметров цикла может быть достигнуто увеличением температуры пара. Для этого необходим дополнительный подогрев воздуха, направляемого в топку котла. Высокая температура выхлопа газовой турбины позволяет улучшить эксплуатационные показатели установки для утилизации мусора. Теплота выхлопных газов может быть использована в котле-утилизаторе, который расположен за газовой турбиной и вырабатывает пар для паровой турбины. Такой вариант параллельной модернизации можно реализовать несколькими путями. Первый -- направить пар с низкой температурой и давлением из котла, сжигающего мусор, в ступени паровой турбины среднего давления, а пар из котла-утилизатора, имеющий большие параметры, -- в турбину высокого давления. Второй -- направить пар из котла установки по утилизации мусора в пароперегреватель/промежуточный пароперегреватель котла-утилизатора, а затем в паровую турбин); Схема параллельной модернизации приведена на рис. 2. Однако в обеих схемах интеграции газовая турбина играет определяющую роль -- на нее приходится до 80% расхода топлива, что делает агрегат по утилизации мусора вспомогательным блоком энергетической установки комбинированного цикла.

Другой возможной схемой интеграции является утилизация выхлопа газовой турбины в качестве подогретого воздуха для дожигания в нем дополнительного топлива. В этом случае вместо котла-утилизатора используется только блок пароперегревателя для увеличения температуры пара. Пройдя через пароперегреватель, выхлопные газы направляются в топочную камеру мусоросжигающей установки (рис. 3). Данная схема с горячим наддувом требует намного меньше теплообменных поверхностей, чем параллельная схема.

Анализ эксплуатационных параметров различных схем модернизации, проведенный на основе газовой турбины Frame 6 компании GE, показал, что кпд параллельной схемы немного выше, чем у схемы с горячим наддувом. Однако это было достигнуто за счет газовой турбины -- доля природного газа в используемом топливе составила 55%. Кроме того, зона теплообмена в параллельной схеме в два раза больше, чем в схеме с горячим наддувом. Соотношение между величиной неиспользуемой фракции в топливе и общим кпд установки приведено на рис. 4. Линией соединены показатели кпд для двух установок -- мусоросжигающей и установки комбинированного цикла, работающей только на природном газе. Анализ эксергии (термодинамическая функция располагаемой работы) показывает положительные результаты горения с использованием выхлопа газовой турбины. Потери эксергии в процессе горения падают с 45 до 36%.

Газовая турбина с частичным окислением

В результате реакции частичного окисления топливо не сгорает полностью из-за отсутствия достаточного количества кислорода, и образуется газовая смесь моноксида углерода (СО) и водорода, называемая синтетическим газом. Обычно температура реакции составляет 1300°С при давлении 20...60 бар. Данные параметры дают возможность включить реактор частичного окисления (ЧО) в газотурбинный цикл. Концепция газовой турбины с реактором ЧО в начале 70-х гг. была предложена Рибессе для каталитического реактора и Христиановичем для газовых турбин, работающих на мазуте. Окисление топлива может быть закончено перед второй ступенью турбины или в топочной камере котла. Предыдущие варианты сравнимы с простым циклом и газотурбинным циклом с промежуточным перегревом в различных конфигурациях и при различных параметрах. Было выяснено, что эксплуатационные параметры двухступенчатой газовой турбины с реактором ЧО сопоставимы с параметрами газотурбинного цикла с промежуточным перегревом. Как показывают исследования Арайя и Кобайяши, достижение высоких эксплуатационных параметров возможно при использовании высокотемпературной ступени из композиционных материалов, армированных углеродным волокном.

Использование газовой турбины с реактором ЧО в цикле может сопровождаться расширением синтетического газа до атмосферного давления, с последующим использованием его в качестве топлива в котле паротурбинной установки (рис. 5.)

Подобная концепция была разработана Масленниковым и Штерепбергом. Согласно ей, выхлоп обыкновенного газогенератора направляется сначала в реактор ЧО, проходит через силовую турбину и затем используется в топочной камере котла. Рост кпд при данной схеме достигает 80% (расчет проводился из условия отношения увеличения вырабатываемой энергии к увеличению потребляемого топлива).

Был произведен анализ эксергии для газовых турбин с регенератором ЧО, эксплуатируемых при максимальной температуре 1400°С и давлении 40 бар с политропическим кпд компрессора 90% и кпд турбины 88%. Было принято, что метан подводится из газопровода с требуемым давлением. Как видно из диаграммы Грассмана (рис. 6), общий эксергический кпд газовой турбины с реактором ЧО составил 85,6%. При этом 13,5% мощности снимается с турбины ГТУ, а 72,1% -эксергия синтетического газа, состоящая из химической (68,1%) и термической эксергии (4%).

В данной схеме химический компонент утилизируется в паротурбинной установке в качестве топлива с тем же самым эксергическим кпд, как и при других схемах. Установленный кпд по эксергии составляет 38,5% (кпд LHV - 40%), мощность, снимаемая паротурбинной установкой, -- 26,23%. В противоположность этому при обычной схеме тепловой компонент синтетического газа увеличивает мощность, подводимую в паровой цикл. По расчетам Болланда, для котлов-утилизаторов кпд по эксергии парового цикла изменяется в зависимости от его сложности: 65% - с двумя уровнями давления пара, 70% -- с тремя уровнями давления и промежуточным перегревом пара.

Если принять за основу значение 62%, то при использовании теплового компонента вырабатывается дополнительное количество энергии (2,48%). В сумме общий кпд парового цикла по эксергии составит 42,21%, то есть на 3,7% больше, чем при обычной схеме (42,21% против 38,5%). Еще заметнее увеличивается количество вырабатываемой энергии -- 26,23% при обычной схеме и 42,21% при схеме с частичным окислением. Увеличение составляет 60 %.

Таким образом, расчеты показывают, что данная схема модернизации является очень эффективной.

Комбинированный цикл с внешним горением

Схемы, рассмотренные выше, были основаны на использовании газовых турбин, которые работают на высококачественном топливе - природном газе или дистилляте. В противоположность этому при комбинированном цикле с внешним горением газовая турбина входит в состав установки, работающей на угле. Она интегрирована таким образом, что дополнительное тепло создается косвенно, с помощью воздухонагревателя, расположенного в топочной камере. Такое расположение позволяет избежать попадания продуктов сгорания угля в турбину, использовать высокотемпературную зону горения, а также произвести пар, необходимый для парового цикла. После подогрева в топочной камере сжатый воздух расширяется в турбине и направляется обратно в топку в качестве подогретого воздуха для сжигания в нем газифицированного угля (рис. 7). Часть этого воздуха может быть направлена в котел-утилизатор (HRSG), который работает параллельно с паровым котлом. При такой схеме продукты сгорания угля не попадают в газовую турбину -это позволяет избежать необходимости очистки горячего газа, а также коррозии турбинных лопаток.

Для нагревания воздуха в теплообменнике до рабочих температур, равных температурам в традиционных ГТУ на входе в турбину, необходимы специальные материалы с высокой термостойкостью. Так как жаропрочные сплавы не могут быть использованы при температуре выше 950...1000°С, требуется применение керамических материалов. На окончательном этапе нужная температура может быть достигнута сжиганием природного газа в камере сгорания.

В работах Коробицына и Хирса рассмотрен эффект форсированного горения в области воздухонагревателя и использование менее ценных материалов. Рассмотрены варианты использования металлических теплообменников (800°С), оксидных дисперсионных сплавов (980°С) и керамических материалов (1165°С). Последний вариант рассматривался только при применении угля в качестве топлива. Все расчеты проводились для турбины V94.2 компании Siemens. Форсированное горение использовалось для получения необходимой температуры на входе в турбину.

Были получены следующие значения кпд (LHV):

¦ для комбинированного цикла при работе только на природном газе -- 50,1%;

¦ для установок с металлическим воздухонагревателем -- 47,7%;

¦ для комбинированного цикла с внешним горением с использованием керамических материалов -45,6%;

¦ для установок с прямым горением - 34,8%.

На рис. 8 приведено сравнение между потреблением газа при параллельном сжигании и использовании дополнительных поверхностей воздухонагревателя. Таким образом, для получения 1 кВт электрической энергии (из соответствующего количества природного газа), выработанной в комбинированном цикле с внешним горением, потребуются теплообменники:

¦ при температуре в цикле 800°С из суперсплавов с площадью

поверхности 35 м2;

¦ при температуре 1165°С -- из керамических материалов с площадью 65 м2.

Заключение

Возможны несколько путей модернизации установок прямого горения с использованием газотурбинных технологий. Например, выхлоп газовой турбины может быть использован в установке по утилизации мусора для повышения

температуры производимого пара. В схеме с горячим наддувом внешний перегрев пара обеспечивает оптимальное соотношение между потреблением газа и общей площадью поверхности теплообменника.

Расширение природного газа (с давления в газопроводе до атмосферного) в газовой турбине, в состав которой входит реактор частичного окисления, дает возможность получить синтетический газ. Использование этого газа в топочной камере паротурбинной установки позволяет реализовать очень перспективную схему модернизации.

Замена части трубной обвязки парового котла на воздухонагреватель для газовой турбины улучшает термодинамические показатели паротурбинной установки, увеличивая кпд и количество производимой энергии. При этом повышение эксплуатационных характеристик энергетических установок, работающих на твердом топливе, с использованием газотурбинных технологий не требует чрезмерного расхода природного газа и применения большого количества тепло-обменных поверхностей. Следует отметить, что при всех схемах модернизации требуется дополнительная площадь для установки газовой турбины и вспомогательного оборудования.

Сравнение паросилового блока с Т-265 и энергоблока с двумя ПГУ-170Т

В статье представлено сравнение характеристик при двух вариантах строительства энергоблока № 3 ТЭЦ-27 ОАО «Мосэнерго» - паросилового на базе турбины Т-265 и энергоблока, состоящего из двух парогазовых установок ПГУ-170Т.

И. Долинин, А. Иванов - ОАО «Мосэнерго»

В настоящее время основу отечественной энергетики составляют паротурбинные установки тепловых электростанций. Однако мировой опыт развития энергетики за последние 20 лет показывает, что традиционные паротурбинные установки вытесняются парогазовыми, которые имеют значительно лучшие технические, экономические и эксплуатационные характеристики. Особенно это относится к новому строительству. Газовая турбина ГТД-110 создает предпосылки для переориентации на парогазовые технологии.

ТЭЦ-27 предназначена для обеспечения теплом и электроэнергией северных районов гг. Москвы и Мытищи и выдачи электрической энергии в сеть Мосэнерго.

В соответствии с утвержденным проектом в состав оборудования ТЭЦ-27 должны входить:

¦ два энергоблока с турбиной ПТ-80;

¦ три энергоблока с турбинами Т-265;

¦ девять водогрейных котлов КВГМ-180.

Сейчас в работе находятся два энергоблока по 80 МВт и четыре водогрейных котла.

В связи с особенностью топливного режима ТЭЦ-27 (она уже имеет два независимых источника газоснабжения), а также складывающимся дефицитом тепловой и электрической энергии, представляется необходимым рассмотреть возможность применения парогазовых технологий при дальнейшем расширении ТЭЦ как альтернативу паросиловым блокам с турбинами Т-265.

Для сравнения вариантов предполагается:

1. Вместо паросилового блока использовать парогазовый. Он должен состоять из двух одновальных парогазотурбинных установок ПГУ-170Т с водогрейным котлом КВГМ-180 для выравнивания тепловой мощности.

Исходные данные для расчета эффективности инвестиций по двум вариантам строительства энергоблока № 3 ТЭЦ-27

Таблица 1

№	Наименование	Варианты строительства
		Т-265	две ПГУ-170+ ВК6
1	Состав оборудования совместного предприятия
	существующее/вновь вводимое	ВК4.5Д-265	ВК4.5/две ПГУ-170, ВК6
2	Объем капитальных вложений, $ млн	130	150
3	Стоимость ВК4,5 и вспомогательных зданий и сооружений, входящих в
	Состав технологического комплекса,
	$ млн (оценочно)	20	20
4	Ввод в эксплуатацию	01.06.2004	ВК6-31.12.03
			ПГУ№1 -31.12.03
			ПГУ №2-01.06.04
5	Финансирование строительства, $ млн
	а) за счет собственных средств предприятия
	(20% от капвложений)	26	30
	б) за счет кредитов	104	118
	в) за счет прибыли		2
	Исходные данные в соответствии с составом оборудования, его характеристиками и режимами работы
6	Отпуск электроэнергии в год,млн кВт*ч	1717	2710
7	Отпуск теплоэнергии в год , тыс.Гкал, в том числе:	2103	2710
	от Т-265 или 2 ПГУ-170	1833	1275
	От ПВК	877	1435
8	Годовой расход топлива тыс.тут, в том числе:	797,5	799,4
	на Т-265 или 2 ПГУ-170	664,3	581,4
	На ПВК	133,2	218,0
Экономические исходные данные
9	Численность эксплуатационного персонала, чел.	96	94
10	Средняя заработная плата на начало
	эксплуатации на одного человека, $/мес.	350	350
11	Средняя норма амортизации, %	3,5	4,7
12	Производственные издержки (за исключением топлива), $ млн	7,131	7,548
13	Покупка ГТД в 2014 году, $ млн	-	15
	Покупка ГТД в 2015 году, $ млн	-	15

Примечание. По обоим проектам: начало строительства - 01.01.2002 г., срок проекта - 20лет, ставка дисконтирования для акционерного капитала -20%, ставка по кредитам - 11,2%, отсрочка по выплате процентов - 2%, отсрочка первого платежа по выплате кредитов - 3 года, налоги рассчитаны по 2001 г.

Действующие тарифы на тепло и электроэнергию и цена природного газа

Таблица 2

Цена природного газа (действующая), руб./тут руб./1000м3	433,7 493,42
Средний отпускной по МЭ тариф на тепловую энергию (действующий), руб./Гкал	194,26

2. Работа блока № 3 будет определяться тепловыми и электрическими графиками нагрузок, составленными на основе данных службы режимов Мосэнерго.

3. Для оценки эффективности инвестиций создать на базе энергоблока № 3 независимое генерирующее предприятие типа акционерного общества.

Расчеты были выполнены специалистами ТЭЦ-27 на основе данных Мосэнерго и заводов, предоставивших оборудование. Расчет параметров энергоблока был сделан ОАО «Институт Теплоэлектропроект» в соответствии с «Практическими рекомендациями по оценке эффективности и разработке инвестиционных проектов и бизнес-планов в электроэнергетике», утвержденными приказом РАО «ЕЭС России» № 54 от 7.02.2000 г.

Сравнение эффективности инвестиций производилось с использованием следующих критериев:

¦ чистого дисконтированного дохода (ЧДД);

¦ внутренней нормы доходности (ВНД);

¦ дисконтированного период а окупаемости;

¦ индекса доходности (ИД). Расчеты данных показателей

производились с применением программного пакета Project Expert фирмы «Проинвест консалтинг», отвечающего международным стандартам.

Исходные данные для расчетов приведены в табл. 1.

Необходимо обратить внимание на следующее:

¦ объем капиталовложений в варианте ПГУ на $ 20 млн больше, чем в паросиловом;

¦ в варианте с ПГУ энергетические мощности вводятся в разное время. Первая ПГУ уже работает и дает прибыль, в то время как в варианте с Т-265 еще продолжается строительство;

¦ ставка по кредитам принята 11,2%, то есть довольно высокая, и может быть реально снижена при переговорах с кредиторами;

¦ в варианте с ПГУ учтено приобретение двух ГТД на замену через 10 лет эксплуатации.

При этом рассмотрены две гипотезы.

1-я гипотеза

Приняты действующие на сегодня по Мосэнерго средние тарифы на тепло и электроэнергию и действующая цена природного газа (табл. 2).

Результаты расчетов показывают, что даже в этом случае вариант расширения ТЭЦ-27 двумя ПГУ-170Т с водогрейным котлом имеет положительные критерии эффективности, чего нельзя сказать о варианте с Т-265 (табл. 3).

2-я гипотеза

Цены на природный газ и тепло приняты действующие, а тариф на электроэнергию выбран минимальный, при котором оба варианта строительства имеют положительные критерии эффективности инвестиций (54,15 коп./кВт ч).

Анализ полученных критериев показывает, что вариант строительства двух ПГУ-170Т значительно выгоднее, чем строительство паросилового блока с Т-265 (табл. 4). В варианте с ПГУ-170Т:

¦ чистый дисконтированный доход существенно выше;

¦ внутренняя норма доходности и индекс доходности выше, что в результате при прочих равных условиях обеспечивает большую устойчивость к возможным рискам при осуществлении проекта;

¦ дисконтированный период окупаемости значительно меньше (на 11 лет), что приведет к более быстрому возврату вложенных средств при одинаковых рисках.

Аналогичные расчеты критериев эффективности инвестиций были выполнены Научным центром прикладных исследований (МЦПИ) под руководством доктора экономических наук П.В. Горюнова. Полученные данные и представленное заключение подтверждают расчеты, выполненные на ТЭЦ-27.

Критерии эффективности инвестиций для акционерного капитала по двум вариантам строительства энергоблока №3 ТЭЦ-27 при действующих тарифах (гипотеза № 1) Таблица 3
№	Наименование	Варианты строительства
		Т-265	две ПГУ-170+ВК6
1 2 3 4	Дисконтированный период окупаемости (ДПО, DPB), мес. Чистый дисконтированный доход (ЧДЦ , NPV), $ тыс. Индекс доходности (ИД, PI) Внутренняя норма доходности (ВНД, IRR), %	больше 240 -3750 0,91 18,24	156 6080 1,14 22,94
Критерии эффективности инвестиций для акционерного капитала по двум вариантам строительства энергоблока № 3 ТЭЦ-27 (гипотеза № 2) Таблица 4
№	Наименование	Варианты строительства
		Т-265	двеПГУ-170+ВК6
1 2 3 4	Дисконтированный период окупаемости (ДПО, DPB), мес. Чистый дисконтированный доход (ЧДД , NPV), $ тыс. Индекс доходности (ИД, PI) Внутренняя норма доходности (ВНД, IRR), %	240 0 1,00 20,00	108 10370 1,24 24,98

Различие в «привлекательности» инвестиций обусловлено следующими обстоятельствами:

¦ удельные расходы топлива на отпуск электрической энергии для ПГУ на 50 г/кВт*ч ниже, чем для паросилового блока, а на отпуск тепловой энергии в отопительный период в варианте с ПГУ на 10 кг/Гкал выше, зато в летний и переходный периоды на 65 кг/Гкал ниже (рис. 1);

¦ коэффициент использования тепла топлива в отопительный период практически одинаковый, летом -- на 22 % выше для варианта с ПГУ (рис. 2);

¦ при равном годовом отпуске тепловой энергии блок на базе ПГУ отпустит электроэнергии в сети системы на 18% больше при практически одинаковых затратах топлива (рис. 5).

Кроме того, известно, что на таком крупном оборудовании, как блок с Т-265, трудно обеспечить режимы с оптимальными показателями в течение года. Для оценки этого фактора на основании данных производственно-технического отдела Мосэнерго и Теплосети произведено сравнение расчетных и фактических показателей работы второй очереди ТЭЦ-23 ОАО «Мосэнерго» с энергоблоками Т-250 и водогрейными котлами производительностью 180 Гкал/ч. Характеристики районов, обеспечиваемых тепловой энергией ТЭЦ-23, аналогичны характеристикам районов, которые подключены к ТЭЦ-27. В результате оказалось, что оборудование ТЭЦ-23 работает менее экономично, чем ожидалось в соответствии с расчетами. Фактический коэффициент использования тепла топлива на 6-8%, а иногда и до 15% ниже, чем теоретический (рис. 3).

В наибольшей степени это относится к периоду март-октябрь и связано в основном с тем, что фактическая тепловая нагрузка ниже номинальной и имеет место конденсационная выработка.

Сравнительный анализ возможных отказов котельных установок ПГУ и СКД

Таблица 5

Причина отказа	Удельный вес в МЭ в 2000 г.	Вероятность отказа	Обоснование невозможности отказа ПГУ
		СКД	ПГУ
Повреждение ПН вследствие дефектов монтажа, ремонта	14%	Выше	Ниже	Проще конструкция, нет сталей аустенитного класса
Разрыв ПН вследствие перегрева металла, высокотемпературной коррозии	37%	Есть	Нет	Отсутствуют радиационные поверхности нагрева Низкий уровень температур пара и греющих газов
Неисправность регулирующих клапанов, системы регулирования температуры пара	4%	Есть	Нет	Отсутствуют впрыскивающие пароохладители
Неисправность ТДМ и РВП	18%	Есть	Нет	Отсутствуют ТДМ, воздухоподогреватель
Неисправность ПЭН, ПТН, гидромуфты и редуктора ПЭНа	14%	Есть	Нет	Отсутствует гидромуфта ПЭНа
Другие причины	13%

В результате доля электроэнергии, выработанной по теплофикационному циклу с марта по октябрь, ниже расчетной. На практике это означает, что в этот период турбины работают не по тепловому графику и их экономичность резко снижается.

Относительно ТЭЦ-27 можно прогнозировать, что ее реальные тепловые нагрузки будут меньше расчетно-проектных. Несмотря на большую, по сравнению Т-250, пропускную способность бойлеров (13000 куб.м/ч против 8000 куб.м/ч) и более низкий а ТЭЦ (0,4 против 0,47), экономичность блока Т-265 с апреля по октябрь будет ниже расчетной, так как увеличится доля конденсационной выработки в этот период. При этом выигрыш от применения парогазовых технологий только возрастет, так как максимальный эффект достигается как раз при конденсационных режимах. Надежность теплоснабжения имеет большое значение в работе ТЭЦ-27, требуемая температура сетевой воды на выходе из ТЭЦ обеспечивается при нормальной работе оборудования как для варианта с Т-265, так и с ПГУ. Но в случае отключения оборудования (например, при минус 28°С) при передаче всего свободного тепла от действующей части недоотпуск будет составлять в варианте:

в с Т-265 - 33%;

¦ с ПГУ -5%.

Анализируя наиболее часто встречающиеся случаи отказов котельного оборудования Мосэнерго в 2000 году, можно прогнозировать, что для котлов-утилизаторов ПГУ число отказов будет значительно ниже (табл. 5). Это связано с низким уровнем температуры пара и греющих газов, отсутствием радиационных и ширмовых поверхностей нагрева, тягодутьевых механизмов, регенеративных воздухоподогревателей.

Сравнивая затраты на эксплуатацию и ремонт по таким традиционным трудоемким направлениям, как контроль металла трубопроводов и поверхностей нагрева, ремонт и техническое обслуживание вращающихся механизмов, запорной и регулирующей арматуры, можно говорить о снижении трудозатрат в 3-5 раз по сравнению с блоками СКД (табл. 6).

Сравнительные характеристики ремонтно-эксплуатационных затрат блока СКД и 2-х ПГУ Таблица 6
№	Наименование	Количество	Трудозатраты, чел.-час.
		СКД	2 ПГУ	СКД	2 ПГУ (оценка)
1	Котел	1	2	14700	4500
2	Паровая турбина	1	2	15900	6000
3	Газовая турбина		2		ТО; через 25 тыс. часов кап. ремонт в условиях завода-изготовителя
4	Количество	запорной арматуры	450	60	3600	480
		регуляторов	43	10	335	78
5	Количество вращающихся механизмов	6кВ	25	6	7150	2150
		0,4 кВ	31	24
6	Объем контроля металла (сварных швов на 100 тыс. часов)	356	124	534	186

Экологические показатели вариантов с ПГУ ни по одному из параметров не уступают варианту с Т-265.

Выбросы NO_x. В отопительный сезон удельные выбросы ПГУ несколько выше -- за счет большей доли выбросов водогрейных котлов, а в летний период на 60 г/МВт-ч ниже, чем для Т-265. В целом за год выбросы оксидов азота ПГУ на 3% ниже (рис. 4).

Шум. Газовая турбина находится в здании и имеет собственное шумопоглощение. У блока с ПГУ нет таких источников шума, как тягодутьевые механизмы. Применение шумоглушителей на всасывании газовой турбины и за котлом-утилизатором смогут обеспечить шумовые характеристики не хуже, чем у блока с Т-265.

Тепловое загрязнение. По сравнению с паросиловым блоком оно будет ниже на 50%. Что касается собственно ГТУ -сложилась необычная ситуация: к энергетикам, с предложением осваивать и эксплуатировать крупную газовую турбину, пришли авиастроители. Пришли с «авиационным» подходом к конструированию, изготовлению, контролю качества. Предложение должно стать реальностью, потому что ГТД-ПО сконструирован на базе высоких авиационных технологий. Весит он почти в 4 раза меньше зарубежных аналогов и является транспортабельным модулем, что позволяет обеспечивать ее ремонт на заводе-изготовителе.

Масштабы внедрения ПГУ и ГТУ в среднесрочной перспективе

Т.В. Новикова, И.В. Ерохина, А.А. Хоршев - ИНЭИ РАН, Москва

В последнее время энергокомпании проявляют повышенный интерес к внедрению прогрессивных -- парогазовых и газотурбинных -- технологий производства электроэнергии. Так, например, в рамках разработки корпоративного баланса на 2005-2009 гг. дочерние зависимые общества РАО «ЕЭС России» (ДЗО) представили инвестиционные предложения по вводу новых и обновлению действующих паротурбинных электростанций суммарной мощностью около 14 млн кВт (рис. 1). 65% всех инвестиционных предложений -- 9 млн кВт -- относятся к внедрению прогрессивных технологий, из которых около 8 млн кВт -- ПГУ и чуть более 1 млн кВт -- ГТУ. Основная часть этих предложений относится к категории нового строительства -- 5,8 млн кВт, суммарная мощность предложений по внедрению ПГУ и ГТУ при замене составляет 3,1 млн кВт.

В настоящее время вследствие низкой стоимости топлива, недостаточной надежности и неудовлетворительных технико-экономических показателей нового оборудования, в первую очередь его высокой стоимости, энергокомпании «осторожничают» и рассматривают продление срока службы как основное решение проблемы старения паротурбинного оборудования действующих ТЭС в среднесрочной перспективе. Так, например, предложения ДЗО по продлению сроков эксплуатации устаревшего оборудования в ближайшую пятилетку составляют около 25 млн кВт или 20% суммарной мощности действующих ТЭС. Однако, как показали многочисленные исследования ИНЭИ РАН по оценке эффективности обновления ТЭС, по мере роста стоимости топлива и повышения экономичности нового оборудования энергокомпании будут стремиться к внедрению ПГУ и ГТУ для решения проблемы не только физического, но и морального старения оборудования действующих электростанций.

Традиционно при оценке эффективности проектов нового строительства и обновления в условиях неопределенности, к которым относится среднесрочная и долгосрочная перспектива, в электроэнергетике применялся сценарный подход. Суть данного метода заключается в формировании нескольких сценариев, в которых часть факторов неопределенности принимается в «крайних» значениях, а остальные фиксируются на определенном уровне. Применение этого метода позволяет определить условия успешной реализации проекта, а также выделить критические факторы неопределенности, которые в наибольшей степени влияют на результаты оценки. Иллюстрация использования данного метода в оценке эффективности замены паротурбинного оборудования ТЭС на ПГЭС, ПГУ-ТЭЦ и ГТУ-ТЭЦ при варьировании значений удельных капиталовложений и цен топлива и электроэнергии представлена на рис. 2.

В результате процессов либерализации, приватизации и дерегулирования в электроэнергетике изменились механизмы реализации инвестиционных проектов в отрасли, в том числе возросло количество способов и источников их финансирования. В этом случае применения сценарного подхода к оценке эффективности проектов нового строительства и обновления электростанций недостаточно, так как он не позволяет обоснованно ответить на ключевые для инвестора вопросы: какой доход он получит в результате инвестирования, какова вероятность и возможный размер собственных убытков.

В качестве методического инструментария для оценки эффективности проектов нового строительства и обновления, позволяющего подготовить поле решений для инвестора, ИНЭИ РАН была разработана и апробирована методика риск-анализа. Данная методика предполагает формирование достаточно большого числа сочетаний значений факторов риска (например, колебания цен на топливо, спроса на электроэнергию, изменения технико-экономических показателей ТЭС в результате установки ПГУ и ГТУ), которые задаются случайно на основе использования датчика случайных чисел в границах принятых диапазонов и в соответствии с заданными законами их распределения. При этом закон распределения задается экспертно или по желанию инвестора.

Для каждого сформированного сочетания факторов риска (сценария) оценивается коммерческая эффективность установки ПГУ и ГТУ. На основе статистической обработки результатов расчета эффективности обновления ТЭС строится распределение вероятностей возможной величины дисконтированного дохода (ЧДД) и находится доля сценариев, которые соответствуют его отрицательному значению. Отношение числа таких сценариев к общему количеству сценариев и дает оценку риска инвестиций в обновление ТЭС.

При этом считается, что если вероятность получения убытков:

¦ не превышает 25%, то проект обновления ТЭС характеризуется минимальной степенью риска;

¦ 25-50% -- проект обновления ТЭС обладает повышенной рискованностью;

¦ 50-75% -- проект обновления ТЭС имеет критический риск;

¦ превышает 75% -- реализация проекта обновления ТЭС недопустима.

Ниже приводится иллюстрация применения данного методического инструментария для оценки коммерческой привлекательности для инвесторов проектов по замене паротурбинного оборудования ТЭС на ПГЭС, ПГУ-ТЭЦ и ГТУ-ТЭЦ. Следует отметить, что описываемые в примерах объекты являются условными, то есть сформированные для них широкие диапазоны значений факторов риска должны рассматриваться только как иллюстративные.

На основе результатов многочисленных исследований ИНЭИ РАН для анализа выявлены основные факторы риска, влияющие на коммерческую привлекательность обновления ТЭС. Этими факторами являются:

1) превышение сметной стоимости работ по обновлению устаревшего оборудования ТЭС;

2) колебание цен на топливо;

3) изменение спроса на продукцию ТЭС;

4) увеличение продолжительности работ по замене оборудования;

5) изменение технико-экономических показателей ТЭС в результате установки ПГУ и ГТУ (расход топлива, условно-постоянные затраты).

Именно для этих факторов риска были сформированы возможные диапазоны их значений. При этом для ценовых показателей (цена топлива, электроэнергии и тепла) рассмотрены две динамики в соответствии с «Энергетической стратегией России на период до 2020 г.», утвержденной Правительством РФ 28.08.03. Диапазоны технико-экономических показателей ПГУ и ГТУ приняты на основе анализа инвестиционных предложений, представленных энергокомпаниями в рамках разработки корпоративного баланса на 2005-2009 гг. (табл. 1).

Диапазоны факторов риска
	ПГЭС	ГТ-ТЭЦ	ПГУ-ТЭЦ
	мин.	макс.	мин.	макс.	мин.	макс.
Тип оборудования	ПГУ-325	НК-37+КУ	ПГУ-325
Электрическая мощность блока, МВт	325	25	325
Тепловая мощность блока, Гкал/час		50	50
Расход энергии на собственные нужды в конд. цикле, %	2,0	4,0	2,0	2,0	2,0	2,0
Расход энергии на собственные нужды в тепл. цикле, %			2,1	10,0	2,0	4,5
Удельный расход топлива на отпуск э/э в конд. цикле, гут/Вт	210	250	280	340	255	280
Удельный расход топлива на отпуск э/э в тепл. цикле, гут/Вт			180

Подобные документы

• Парогазовые теплофикационные установки

  Изучение комбинированной выработки на электростанциях электроэнергии и тепла, которая называется теплофикацией. Характеристика оборудования тепловых электростанций и видов парогазовых теплофикационных установок с КУ: парогазовые и газотурбинные ТЭЦ.
  
  реферат [216,5 K], добавлен 27.03.2010
  

• Технико-экономическая эффективность внедрения гибких производственных систем (ГПС)

  Порядок расчета технико-экономической эффективности для каждой организационной структуры ГПС, техническая и социально-экономическая эффективность их внедрения в производство. Сравнение и оценка экономической эффективности различных форм автоматизации.
  
  реферат [365,6 K], добавлен 23.05.2010
  

• Разработка рекомендаций по повышению энергоэффективности котельной в селе Тарногский городок

  Разработка мероприятий по повышению эффективности системы теплоснабжения поселка Тарногский городок. Расчет гидравлического режима тепловой сети, ее регулировка. Расчет технико-экономической эффективности инвестиций в проект модернизации тепловых сетей.
  
  дипломная работа [1,2 M], добавлен 20.03.2017
  

• Разработка рекомендаций по повышению эффективности системы теплоснабжения микрорайона Шатенево

  Описание тепловых сетей и потребителей тепловой энергии. Рекомендации по децентрализации, осуществлению регулировки и отводящим трубопроводам. Технико-экономическая оценка инвестиций в реконструкцию тепловых сетей. Анализ потребителей в зимний период.
  
  дипломная работа [349,8 K], добавлен 20.03.2017
  

• Расчет тепловой схемы парогазовой установки утилизационного типа

  Определение теплофизических характеристик уходящих газов. Расчет оптимального значения степени повышения давления в компрессоре газотурбинной установки. Расчет котла-утилизатора, построение тепловых диаграмм котла. Процесс расширения пара в турбине.
  
  курсовая работа [792,5 K], добавлен 08.06.2014
  

• Реконструкция установки первичной переработки нефти ЭЛОУ-АТ-6

  Общие сведения о первичной переработке нефти. Актуальность замены старого оборудования. Автоматизация и автоматизированные системы управления. Расчёт технико-экономических показателей реконструкции установки ЭЛОУ-АТ-6 на ООО "ПО Киришинефтеоргсинтез".
  
  дипломная работа [185,7 K], добавлен 23.08.2013
  

• Создание лабораторно-опытного образца установки с использованием теплового насоса

  Принцип работы бытовых и хозяйственных тепловых насосов. Конструкция и принципы работы парокомпрессионных насосов. Методика расчета теплообменных аппаратов абсорбционных холодильных машин. Расчет тепловых насосов в схеме сушильно-холодильной установки.
  
  диссертация [3,0 M], добавлен 28.07.2015
  

• Разработка рекомендаций по повышению энергоэффективности первого участка поселка Шексна

  Особенности теплоснабжения населенных пунктов. Характеристика потребителей тепловой энергии поселка Шексна. Анализ параметров системы теплоснабжения, рекомендации по ее модернизации. Технико-экономическая оценка инвестиций в реконструкцию тепловых сетей.
  
  дипломная работа [1,4 M], добавлен 20.03.2017
  

• Оценка экономической эффективности от внедрения конструкторской разработки (модуля)

  Определение затрат на конструкторскую разработку. Определение экономической эффективности внедрения энергетического модуля на вспашке. Анализ амортизационных отчислений, стоимости топлива, прямых затрат. Срок окупаемости дополнительных капиталовложений.
  
  реферат [95,7 K], добавлен 18.09.2013
  

• Разработка технологии производства водки "Томский стандарт" с использованием установки "Серебряной фильтрации" для ОАО "Сибирь"

  Изучение современных способов очистки водки от примесей и их влияния на качество готовой продукции. Разработка технологии производства водки с использованием серебряной фильтрации на предприятии ОАО "Сибирь". Экономическая эффективность производства.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 10.03.2014
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам