Оценка энергоэффективности использования авиационных газотурбинных установок в составе мини-ТЭЦ Докладчик: магистрант Болотин Владимирович Научный руководитель: кандидат технических наук, доцент Шаповалов Александр Валерьевич
Цель: Целью работы является обоснование возможности создания теплоэлектроцентрали на базе конвертированного АГТД в составе газотурбинной установки, предложение нового пути развития генерирующих мощностей в Беларуси на базе исследуемой установки, характеризующегося децентрализацией энергопроизводства путем внедрения локальных источников снабжения потребителей энергоресурсами на базе комбинированной выработки теплоты и электроэнергии, и обоснование применения данных установок в составе крупных и средних ТЭЦ для принятия пиковых электрических нагрузок. Решены следующие задачи: 1. Исследованы ГТУ на базе АГТД, действующие в странах СНГ, Европы и США; 2. Проведен анализ основных характеристик ГТУ на базе АГТД, производимых на предприятиях СНГ; 3. Произведен тепловой расчет газотурбинной теплоэлектроцентрали на базе АГТД, расчет вспомогательного оборудования установки, расчет технико-экономических показателей газотурбинной ТЭЦ, расчет технико-экономических показателей типовой ТЭЦ; 4. На основании проведенных расчетов произведен сравнительный анализ техникоэкономических показателей газодвигательных мини-ТЭЦ существующих в Республике Беларусь, и технико-экономических показателей типовой ТЭЦ с результатами, полученными в процессе исследований, относительно ГТУ на базе конвертированного АГТД; 5. Произведен анализ маневренности исследуемой установки, и сравнение ее показателей с показателями ГТУ, действующими на ТЭЦ;
обратная вода от потребителя горячая вода к потребителю 4 конденсат от потребителя дымовые газы 4 пар к потребителю 3 топливо 2 1 - газотурбинный двигатель, 2 – электрогенератор, 3 - котел-утилизатор, воздух 1 4 – насос. Рисунок 1 – Тепловая схема ГТУ
1 — воздухозаборник; 2 — воздушный фильтр; 3 — глушитель выхлопа; 4 — ТВД; 5 — электрогенератор; 6 — возбудитель Рисунок 2 – Размещение оборудования в здании электростанции фирмы "Бристоль"
1 – выхлопная труба; 2 – ТРД "Эйвон"; 3 – электрогенератор; 4 –возбудитель Рисунок 3 – Компоновка ГТГ мощностью 17, 5 МВт
Таблица 1 – Параметры и показатели энергетических ГТУ с промышленными вариантами авиационных ГТД показатели Olympus B Olympus C RB 211 -24 Avon 1535 LM 2500 LM 5000 FT 4 C-3 F Фирма-изготовитель и тип ГТД Мощность ГТУ в базовом режиме, МВт 17, 5 28, 1 23, 5 14, 7 -16, 0 19 -22, 0 32, 5 -35, 4 30, 6 26, 9 30, 7 33, 5 28, 2 -28, 9 34, 2 -36, 0 35, 5 -37, 7 31, 3 20, 0 29, 6 24, 5 16, 3 -18, 2 23, 9 35 -38 33, 0 27, 8 31, 0 33, 9 28, 8 -29, 6 36, 6 35, 9 -38, 2 32, 2 10, 3 11, 0 19, 2 10, 1 18 29 -31 14, 5 108, 5 109, 0 94, 0 79, 5 -82, 2 64 -67 123 -127 142, 5 490 530 490 475 -500 490 435 490 Число ступеней компрессора турбины ГТД силовой турбины Число пламенных труб 5+7 1+1 2 -3 7+6 1+1 3 17 3 2 16 2 2 -6 5+14 2+1 2 -3 8+8 1+2 3 8 8 Кольцевая 8 Масса ГТД, т Масса ГТУ, т 2, 2 2, 6 1, 6 — 3, 9 — 23 25, 5 23, 0 20, 5 21, 5 -35, 5 28, 5 -43 19, 5 Параметры и КПД ГТУ в базовом режиме, % Мощность ГТУ в пиковом режиме, МВт КПД ГТУ в пиковом режиме, % Степень сжатия Расход воздуха, кг/с Температура газов за турбиной, °С
Тепловой расчет ГТУ на базе двигателя АИ-20 Основные исходные показатели: мощность, МВт 2, 5 степень повышения давления 7, 2 температура газов в турбине, С на входе 750 на выходе 388, 69 расход газов, кг/с 18, 21 количество валов, шт 1 температура воздуха перед компрессором, С 15
Результаты расчетов Расчет компрессора действительная энтальпия воздуха на выходе из компрессора: i 2 = 266, 79 к. Дж/кг действительную температуру воздуха на выходе из компрессора: t 2 = f(i 2) = 262, 88 С Расчет камеры сгорания Коэффициент избытка воздуха на выходе из камеры сгорания составит: α= 5, 116 Удельный расход рабочего тела в камере сгорания увеличился на величину: gв= 0, 0119 кг/кг Расчет газовой турбины Cуммарная удельная работа расширения газа и охладителя: Нm =406, 166 к. Дж/кг Расход охладителя, отнесенный к расходу воздуха через компрессор: Коэффициент избытка воздуха смеси газа и охладителя: Энтальпия смеси газа и охладителя за турбиной: к. Дж/кг Температура смеси газов и охладителя на выходе из турбины: С Выходные характеристики ГТУ Расход воздуха при мощности 2, 5 МВт: Gk =17, 95 кг/с Расход топлива при мощности 2, 5 МВт: Gтоп =0, 21 кг/с Суммарный расход выхлопных газов: Gг =18, 16 кг/с Удельный расход воздуха в турбине: gk =0, 00718 (кг/с)/к. Вт Удельный расход теплоты в камере сгорания: q 1=551, 07 к. Дж/кг Эффективный КПД ГТУ: ηe=0, 2527 Удельный расход условного топлива на выработанную электроэнергию без утилизации тепла выхлопных газов: bу. т. =511, 81 г/(к. Вт×ч)
Исходные технико-экономические показатели мини-ТЭЦ на базе конвертированного АГТД АИ-20 Расход условного топлива на выработку электроэнергии в теплофикационной ГТУ: b = 231, 6 г у. т. /к. Втч. Часовой расход условного топлива на выработку электроэнергии: B = b ·nгту = 0, 2316· 2500 = 579 кг у. т. /ч. Часовой расход условного топлива в ГТУ: B = 1246 кг у. т. /ч, где gтоп — расход натурального топлива в ГТУ, кг/с. На выработку теплоты в соответствии с "физическим методом" относится оставшееся количество условного топлива: В = 667 кг у. т. /ч. Удельный расход условного топлива на выработку 1 Гкал теплоты в теплофикационной ГТУ составит: b = 147, 89 кг у. т. /Гкал.
Расчет вспомогательного оборудования Расчет газо-водяного подогревателя сетевой воды Исходные данные: Расход сетевой воды через подогреватель — 75 т/ч Температура воды на входе Температура воды на выходе Расход газов через подогреватель Температура газов на входе — 60 °С — 120 °С — 18, 16 кг/с — 388, 69 °С Результаты: Полный перепад температуры газа в подогревателе: tб = 272, 09 °С; Полный перепад температуры воды в подогревателе: tм = 60 °С; Необходимая полная поверхность нагрева подогревателя: H = 1394, 828 м 2 ; Количество труб в ряду: 34 шт; Количество рядов: 39 шт; Геометрические размеры подогревателя: длина— 1, 8 м, ширина— 2 м, высота— 2 м.
Таблица 2 – Сводная таблица технико-экономических показателей ТЭЦ на базе конвертированного АГТД АИ-20 Наименование показателей Единица измерения Величина 1. Установленная электрическая мощность МВт 7, 5 2. Капиталовложения руб 30276· 106 3. Годовой отпуск электроэнергии к. Вт ч 42525· 106 4. Годовой отпуск теплоты Гкал 47357, 53 5. Себестоимость единицы электроэнергии теплоты руб/к. Вт ч руб/Гкал 460, 3 287, 7· 103 6. Балансовая (валовая) прибыль руб 115169, 4· 106 7. Cрок окупаемости капиталовложений лет 3, 9 8. Точка безубыточности % 36, 2 9. Рентабельность (общая) % 26 10. Внутренняя ставка доходности % 47, 3
Таблица 3 – Сводная таблица технико-экономических показателей типовой ТЭЦ Наименование показателей Единица измерения Величина 1. Установленная электрическая мощность МВт 7, 5 2. Капиталовложения руб 90000· 106 3. Годовой отпуск электроэнергии к. Вт ч 42525· 106 4. Годовой отпуск теплоты Гкал 47357, 53 5. Себестоимость единицы электроэнергии теплоты руб/к. Вт ч руб/Гкал 650, 3 325, 6· 103 6. Балансовая (валовая) прибыль руб 61666, 27· 106 7. Cрок окупаемости капиталовложений лет 9, 2 8. Точка безубыточности % 65, 83 9. Рентабельность (общая) % 12 10. Внутренняя ставка доходности % 11, 89
Финансовые показатели реализации проекта ГТТЭЦ Таблица 4 – Финансовые показатели реализации проекта ГТТЭЦ на базе АГТД 1 Показатель Выручка, % 1 60, 00 32207, 93 2 100, 00 53679, 88 3 100, 00 53679, 88 4 100, 00 53679, 88 5 100, 00 53679, 88 6 100, 00 53679, 88 7 100, 00 53679, 88 8 100, 00 53679, 88 9 100, 00 53679, 88 10 100, 00 53679, 88 Итого 960, 00 515326, 8 60, 00 25009, 83 100, 00 41683, 06 100, 00 41683, 06 100, 00 41683, 06 960, 00 400157, 4 60, 00 7198, 09 100, 00 11996, 82 100, 00 11996, 82 100, 00 11996, 82 960, 00 115169, 4 60, 00 100, 00 100, 00 100, 00 960, 00 5902, 44 9837, 39 9837, 39 9837, 39 94438, 97 8627, 28 14378, 79 14378, 79 14378, 79 138036, 4 60, 00 27248, 40 25, 00 11353, 50 15, 00 6812, 10 0, 00 0, 00 0, 00 0, 00 100, 00 45414, 00 18621, 12 3025, 29 7566, 69 14378, 79 14378, 79 92622, 41 ДЧПН при 16928, 30 Е=0, 2, млн. руб. Кумулят. 16928, 30 ЧПН, млн. руб. ДЧПН при Е=IRR=0, 5054, 12641, 63 млн. руб. 2500, 24 5684, 97 9820, 91 8928, 10 8116, 45 7378, 59 6707, 81 6098, 01 5543, 65 43850, 44 14428, 05 -8743, 09 1077, 82 10005, 92 18122, 38 25500, 97 32208, 78 38306, 79 43850, 44 1394, 32 2367, 54 3054, 30 2073, 52 1407, 69 955, 66 648, 78 440, 45 299, 02 -0, 35 млн. руб. Издержки, % 2 млн. руб. Прибыль, % 3 млн. руб. Чистая прибыль, % 4 5 млн. руб. ПН, млн. руб. Капитал, % 6 7 8 9 10 млн. руб. ЧПН, млн. руб.
Финансовые показатели реализации проекта ГТТЭЦ Таблица 5 – Финансовые показатели реализации проекта типовой ТЭЦ 1 Выручка, % 60, 00 100, 00 100, 00 100, 00 960, 00 32207, 93 53679, 88 53679, 88 53679, 88 515326, 80 60, 00 100, 00 100, 00 100, 00 960, 00 28353, 78 47256, 31 47256, 31 47256, 31 453660, 53 60, 00 100, 00 100, 00 100, 00 960, 00 3854, 14 6423, 57 6423, 57 6423, 57 61666, 27 60, 00 100, 00 100, 00 100, 00 960, 00 3160, 40 5267, 33 5267, 33 5267, 33 50566, 34 8560, 40 14267, 33 14267, 33 14267, 33 136966, 34 60, 00 25, 00 15, 00 0, 00 0, 00 100, 00 54000, 00 22500, 00 13500, 00 0, 00 90000, 00 -45439, 60 -8232, 67 767, 33 14267, 33 14267, 33 46966, 34 -41308, 73 -6803, 86 576, 50 9744, 78 8858, 89 8053, 53 7321, 39 6655, 81 6050, 74 5500, 67 4649, 73 -41308, 73 1 Показатель -48112, 59 -47536, 09 -37791, 31 -28932, 42 -20878, 89 -13557, 49 -6901, 68 -850, 94 4649, 73 -40608, 78 -6575, 24 547, 69 9100, 90 8133, 36 7268, 68 6495, 92 5805, 32 5188, 14 4636, 57 -7, 45 млн. руб. 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Итого Издержки, % 2 3 4 млн. руб. Прибыль, % млн. руб. Чистая прибыль, % млн. руб. ПН, млн. руб. 5 6 Капитал, % млн. руб. ЧПН, млн. руб. 7 8 ДЧПН при Е=0, 2, млн. руб. Кумулят. ЧПН, млн. руб. 9 10 ДЧПН при Е=IRR=0, 505, млн. руб.
млн. руб. годы Рисунок 4 – График распределения NPV по годам реализации проекта ГТТЭЦ на базе АГТД
млн. руб. годы Рисунок 5 – График распределения NPV по годам реализации проекта типовой ТЭЦ
Таблица 6 – Сравнение технико-экономических показателей газодвигательных мини-ТЭЦ существующих в Республике Беларусь с мини-ТЭЦ на базе АГТД АИ-20 Показатели Установленная мощность, МВт Годовая выработка электроэнергии, млн к. Вт×ч Себестоимость электроэнергии, руб. /к. Вт ч Удельные капитальные вложения, млн. руб. /к. Вт ч Срок окупаемости капитальных вложений, лет Экономический эффект предприятия, млн. руб. «БЦЗ» 1 -очередь г. Костюковичи Могилевская обл. ОАО «Полимир» г. Новополоцк Витебская обл. ОАО «Могилевхимволокно» г. Могилев 16 21 14, 7 17, 4 7, 5 190 160 116 139 42, 525 476, 76 389, 76 373, 23 358, 44 371, 9 8, 312650 14, 3 9, 091150 10, 336750 13, 078800 4, 037 19, 9 12, 8 16, 1 3, 9 172474, 1 138419 194676, 9 115169, 4 104149, 5 НПО Мини-ТЭЦ «Интеграл» г. на базе Минск конвертирова нного АГТД АИ-20
Характеристики маневренности парогазовых установок Таблица 7 –Характеристики маневренности бинарных ПГУ Режим Характеристика Значение 1. Пуск после останова на 6 -8 ч Длительность пуска до взятия полной нагрузки, мин 60 2. Пуск после останова на 6 -8 ч В том числе от начала пуска ГТУ до включения в сеть генератора ПТ, 30 мин 3. Пуск после останова на 6 -8 ч Длительность пуска ГТУ в автономном режиме, мин 15 4. Пуск после останова на 24 -55 ч Длительность пуска до взятия полной нагрузки, мин 90 5. Пуск после останова на 24 -55 ч В том числе от начала пуска ГТУ до включения в сеть генератора ПТ, 45 мин 6. Пуск после останова на 24 -55 ч Длительность пуска ГТУ в автономном режиме, мин 20 7. — Нижний предел регулировочного диапазона, % номинальной мощности ПГУ 50 8. — Технический минимум нагрузки, % номинальной мощности ПГУ при схемах: одна ГТУ — одна ПТ 50 две ГТУ — одна ПТ 25 три ГТУ — одна ПТ 17 четыре ГТУ — одна ПТ 13 9. — Скорость изменения нагрузки в пределах регулировочного диапазона, 10 % номинальной мощности ПГУ, мин 10. — Расчетное количество циклов изменения нагрузки за срок службы 10000
Таблица 8 –Характеристики маневренности надстроечных ПГУ Режим 1. Пуск после останова на 6 -8 ч 2. Пуск после останова на 6 -8 ч 3. Пуск после останова на 6 -8 ч 4. Пуск после останова на 24 -55 ч 5. Пуск после останова на 24 -55 ч 6. Пуск после останова на 24 -55 ч 7. — 8. — 9. — 10. — 11. — Характеристика Для оборудования и условий эксплуатации Длительность пуска до взятия полной нагрузки, мин ПСУ докритического давления (ДКД) 95 230 ПСУ сверхкритического давления (СКД) 170 В том числе от начала растопки котла до включения в сеть генератора ПТ, мин ПСУ ДКД 40 90 ПСУ СКД 60 Длительность пуска ГТУ в автономном режиме, мин 15 15 Длительность пуска до взятия полной нагрузки, мин ПСУ ДКД 130 290 ПСУ СКД 150 350 В том числе от начала растопки котла до включения в сеть генератора ПТ, мин ПСУ ДКД 60 120 ПСУ СКД 80 150 Длительность пуска ГТУ в автономном режиме, мин 20 20 Нижний предел регулировочного диапазона, % номинальной мощности ПСУ: ПГУ со сбросом газов ГТУ в котел 70 70 ПГУ с вытеснением регенерации 50 50 В соответствии с п. 8 данной ПГУ с передачей пара котла - утилизатора в контур ПСУ таблицы Нижний предел регулировочного диапазона при работе ПСУ в автономном режиме, % номинальной мощности ПСУ: для установок с газо-мазутными и сланцевыми котлами 30 (20) 30 для установок с пылеугольными котлами 60 60 -70 Технический минимум нагрузки ПСУ в автономном режиме, % номинальной мощности ПСУ: для установок с ГМ и сланцевыми котлами 30 (20) 30 для установок с пылеугольными котлами 40 (30) 40 Скорость изменения нагрузки ПГУ в пределах регулировочного диапазона, % суммарной мощности в минуту: в зоне скользящего давления в зоне номинального давления с котлами: ДКД СКД Расчетное количество циклов изменения нагрузки в пределах 6, 0 4, 0 3, 0 10000 6, 0 1, 5 1, 0 20000
Таблица 9 – Ориентировочные продолжительности разворота и нагружения турбины мощностью 300 МВт Исходная температура корпуса в зоне паровпуска, ˚С Ориентировочная продолжительность простоя, ч Продолжительность повышения частоты вращения, мин Продолжительность нагружения, мин ЦВД ЦСД ≤ 150 100 - 160 50 280 -180 220 - 160 60 - 90 45 50 340 - 280 300 - 220 32 - 55 30 50 360 - 320 350 - 300 18 - 30 30 30 400 -360 10 - 16 25 30 >400 2 -8 15 30 - - ≤ 1 5 15
Показатели маневренности ГТУ на базе конвертированного ГТД АИ-20 Время автоматического пуска ГТУ из прогретого состояния с выходом на режим "холостого хода", включая режим вентиляции продолжительностью 300 с Время работы ГТУ на режиме прогрева Время пуска и нагружения ГТЭС, от момента подачи команды на запуск ГТУ до готовности принять нагрузку не более 7 мин. не более 5 мин. не более 12 мин.
Выводы: 1) развитие теплоэнергетики Беларуси с применением конвертированных АГТД является эффективным; 2) наиболее эффективной оказывается комбинированная выработка теплоты и электроэнергии с помощью ГТУ на базе АГТД; 3) установка на базе АГТД может работать как автономно, так и в составе крупных промышленных предприятий и крупных ТЭЦ, как резерв для погашения пиковых нагрузок; 4) установка на базе АГТД имеет низкие удельные капиталовложения, не большой срок окупаемости, сокращенные сроки строительства, благодаря модульности исполнения.
Скачать презентацию Оценка энергоэффективности использования авиационных газотурбинных установок в составе
Презентация ЗАЩИТА!!!.pptx