ПОИСК Статьи Чертежи Таблицы Особенности ТЭЦ, использующих комбинированные циклы. . — Области применения двух основных комбинированных схем на ТЭЦ из "Комбинированные парогазовые установки и циклы " Обе эти схемы были рассмотрены применительно к ТЭЦ, работающей с отопительной и с производственно-отопительной нагрузкой. Электрическую мощность рассматривали в интервале 15—30 Мет. Нижний предел объяснялся тем, что дальнейшее уменьшение мощности парогазовой ТЭЦ снижало параметры пара и делало работу установки невыгодной. Верхний предел определялся тем, что для большей мощности нельзя было получить с отечественных заводов обоснованных технико-экономических данных об одновальных ГТУ, являющихся основным элементом газопаровых установок. [c.144] Чтобы сделать рассматриваемые варианты сопоставимыми, необходимо было привести их к равному энергетическому эффекту, что можно было осуществить лишь в два этапа. [c.145] На первом этапе число блоков ТЭЦ выбирали, исходя из необходимости покрыть одинаковый максимум графика тепловой нагрузки. При равном теплопотреблении газопаровые варианты обеспечивали повышенную выработку электроэнергии. Недостающие в парогазовых вариантах мощность и количество электроэнергии добавляли от замещающего объекта. Показатели этого объекта определяли применительно к особенностям рассматриваемых районов. [c.145] Капиталовложения и ежегодные издержки определяли как по собственно ТЭЦ, так и по топливной базе и по замещающему объекту. Особенностью этого определения по вариантам было то, что задавалось несколько значений суммарных затрат на топливную базу ТЭЦ и суммарных затрат на замещающий объект и его топливную базу. В итоге определялся срок, в течение которого дополнительные капиталовложения в более дорогой (по первоначальным затратам) вариант окупались экономией ежегодных издержек. [c.145] Т — расчетный срок окупаемости (принимается Т = = 8 лет). [c.145] Так как расчетные затраты на добычу природного газа по основным месторождениям примерно одинаковы, то полные расчетные затраты определяются, в основном, расчетными затратами на транспорт газа. Поэтому в перво.м приближении по оси абсцисс можно отложить дальность транспорта природного газа от месторождения до района ТЭЦ, что делает график более наглядным. [c.145] о — удельная себестоимость отпущенной энергии замещающего объекта, коп./квт-ч нетто. [c.147] На плоскости графика можно указать любой район страны, для которого известны соответствующие исходные данные. Линии, проведенные на графике, соответствуют равной экономичности сравниваемых объектов. Ниже этих линий находится область, где экономически целесообразно применять парогазовые ТЭЦ. [c.147] График показывает влияние характера нагрузки и единичной мощности. В качестве примера на диаграмме нанесены разграничительные линии для некоторых характерных районов. При построении были приняты следующие исходные данные. [c.147] Ягп — полная себестоимость отпущенной энергии по газопаровой ТЭЦ. [c.147] Разделим обе части этого равенства на величину недовыработки электроэнергии в парогазовом варианте (по сравнению с газопаровым). Тогда правая часть равенства будет представлять собой расчетные затраты на замещающий объект, откладываемые по оси ординат графика (диаграммы) на рис. 6-3. [c.148] Как видно из графика, в районах с дешевым природным газом и большими суммарными затратами на замещающий объект всего экономичнее газопаровые ТЭЦ с отопительной нагрузкой и блоками единичной мощностью 30 Мет. По мере перехода к районам с более дорогим природным газом и меньшими суммарными затратами на замещающий объект экономичность этих ТЭЦ уменьщается. Так, газопаровые ТЭЦ экономичнее парогазовых в большинстве районов Европейской части Союза, на Урале, в части Западной Сибири и в Средней Азии. [c.148] В районах Союза, где затраты на доставку природного газа сравнительно велики, а затраты на замещающий объект сравнительно малы (Прибалтика, Ленинградская область, основная часть Сибири, Дальний Восток) экономически целесообразнее строить парогазовые ТЭЦ. [c.148] Переход от блоков единичной мощностью 30 Мет к блокам мощностью 15 Мет увеличивает на графике рис. 6-3 область, где преимущества имеют газопаровые ТЭЦ. [c.148] Кривые на рис. 6-3 построены для крайних значений рассмотренных единичных мощностей блоков (15 и 30 Мет). Если в качестве первого приближения принять линейный характер зависимости суммарных затрат от единичной мощности, то можно найти область экономичности каждой из сравниваемых ТЭЦ в зависимости от единичной мощности и сочетания видов нагрузки. Такое исследование, проведенное для района Ленинграда, показало, например, что в случае чисто отопительной нагрузки уже при единичной мощности 15 Мет преимущество на стороне парогазовых ТЭЦ. При производственно-отопительной нагрузке парогазовые установки сохраняют свое преимущество только при единичных мощностях, близких к 30 Мет. При мощностях меньше 15 Мет преимущество заведомо переходит на сторону газопаровых ТЭЦ. [c.148] Показатели газопаровых ТЭЦ резко ухудшаются в случае работы с чисто производственной тепловой нагрузкой. Если технологические потребители не допускают перерывов в теплоснабжении, то отпадают условия для подачи пара в газовый тракт, и установка превращается в обычную ГТУ с утилизацией отходящего тепла. Основные достоинства комбинированного цикла при этом теряются. [c.148] Остался нерассмотренным вопрос об использовании газопаровых ТЭЦ для снятия кратковременных пиков электрической нагрузки ценой пропусков в подаче тепла в систему отопления. Поскольку температурный режим турбины и котла-утилизатора почти не изменяется при изменении количества пара, подаваемого в газовый тракт, то переходный режим может быть весьма кратковременным. Капиталовложения, связанные с возможностью обеспечения форсировки турбины, весьма невелики. Так, расчеты показывают, что, пойдя на некоторое удорожание компрессоров и заменив генератор, можно довести мощность установки ГТ-25-700-1 в газопаровом режиме (в зимнее время) до 50 Мет. К. п. д. при этом, правда, не будет превышать 22%, но для кратковременной работы эта цифра представляется приемлемой. [c.149] Вернуться к основной статье