Глава "Элсиба" о модернизации ТЭЦ: "власти должны поддержать своих". Модернизация ТЭЦ в лицах. Кто связан с соглашением и принятием объекта. Кто имел отношение к заключению соглашения

Текущее регулирование тарифов на тепло по методу «затраты плюс» приводит лишь к убыткам и вынуждает энергетиков отказываться от производства тепла или компенсировать потери за счет цены на электроэнергию

Минэнерго дало старт дискуссии о модернизации энергомощностей, чей ресурс будет исчерпан в ближайшие годы. До конца года министерство намерено завершить работу над механизмом, который должен стимулировать инвестиции в новые проекты.

У отраслевого сообщества нет сомнений, что проблему выбывающего по сроку использования энергооборудования необходимо решать. Судя по статистике, котлы и турбины приближаются по среднему возрасту к музейным экспонатам. За последние 20 лет средний срок службы котлов в России вырос с 29 до 43 лет, а без учета новых вводов достигает 49 лет. Текущие рыночные цены на мощность и доходность в свободном секторе электроэнергии не позволяют окупить модернизацию.

Новый договор

Возможно, лучшим решением является обращение к успешному опыту строительства новых энергоблоков на условиях договоров о поставке мощности (ДПМ). Большинство генерирующих компаний закончило масштабные стройки. Отрасль обрела 36,1 ГВт современных мощностей.

Основной предпосылкой для выбора площадок под ДПМ-проекты была энергодефицитность территории в ближайшие десять лет. Таким образом, новые энергоблоки строились с ориентиром на крупного потребителя, а стоимость их строительства гарантированно покрывалась за счет продажи электроэнергии и мощности на оптовый рынок. Из возведенных в рамках ДПМ новых генерирующих мощностей только 12 ГВт пришлось на теплофикационные станции, обеспечивающие централизованное теплоснабжение городов. Получается, в масштабах страны когенерация, то есть совместная выработка электрической и тепловой энергии, обновилась в наименьшей степени. В условиях сурового российского климата социальная роль централизованного теплоснабжения вдвойне значима, оно обеспечивает отопление более 80% жилого фонда в городах России — это почти 70 млн человек.

Отложенная на потом проблема износа в теплоснабжении дает о себе знать, аварийность на старом генерирующем оборудовании трудно удерживать хотя бы на прежнем уровне без глубокой модернизации. Если ждать и дальше, когда инфраструктура производства тепла придет в негодность, то придется идти радикальным путем и строить новые котельные, что потребует колоссальных бюджетных средств. Развитие менее эффективных локальных источников неизбежно приведет к росту тарифа на тепло для потребителей. Поэтому отправной точкой при отборе проектов дальнейшей модернизации генерации должны стать именно центры тепловых нагрузок.

А как же цена?

Но без пересмотра правил игры в теплоснабжении экономика модернизации не сложится. Текущее регулирование тарифов на тепло по методу «затраты плюс» приводит лишь к убыткам от реализации тепла и вынуждает генерирующие компании отказываться от производства тепла полностью или компенсировать потери за счет цены на электроэнергию.

В поисках выхода из ситуации только что приняты поправки в закон «О теплоснабжении» . Мы видим, что новая модель, предусматривающая свободное ценообразование на тепло в рамках предельных уровней, вызывает интерес представителей власти в ряде регионов. На наш взгляд, тем, кто выберет новый механизм, в первую очередь и должна быть предоставлена возможность включить свои объекты тепловой и электрической генерации в программу ДПМ-2.

Нередко приходится слышать от промышленных потребителей претензии к генераторам по поводу высокой стоимости программы ДПМ, отразившейся в ценах на мощность. Но парадокс в том, что потребитель все равно остался в выигрыше: новые высокоэффективные мощности достались потребителям фактически бесплатно.

Поясню. Рост оптовых цен на электроэнергию все последние годы существенно отстает от темпов роста цен на газ за счет более эффективного использования топлива на новых блоках. По нашим расчетам, за 2010-2028 годы совокупный рост цен на газ достигнет 266% против 201% роста оптовых цен на электроэнергию Если бы новые блоки по ДПМ не вводились в эксплуатацию, то оптовые цены на электроэнергию росли бы синхронно с ценами на газ, а технологическое отставание генерации только прогрессировало бы. Рост эффективности оборудования позволяет потребителям экономить до 11% платежей за электроэнергию ежегодно и полностью компенсирует стоимость новой генерации для оптового рынка. Более того, потребитель останется в плюсе, заплатив за новые мощности к 2028 году 2,9 трлн руб. при снижении цен на электроэнергию и мощность на 3,2 трлн руб. по сравнению с теми, которые выставила бы старая генерация.

Решение для ТЭЦ

Новая волна модернизации генерирующих мощностей также направлена на удешевление выработки тепловой и электрической энергии, поэтому будет как минимум безвредной для кармана потребителя. Повышая надежность и мощность действующего оборудования, компании смогут быстрее выводить профицитные и выработавшие нормативный ресурс генерирующие мощности. Профицит тепловых мощностей огромен: их установленная мощность достигает 18 ГВт. ТЭЦ в России загружены в среднем лишь на 30%. Прекращение оплаты избыточных объектов позволит снизить ценовую нагрузку на потребителей.

В эффективности генерации будут напрямую заинтересованы единые теплоснабжающие организации в городах, закупающие для поставки конечному потребителю тепловую энергию из наиболее дешевых источников.

Для того чтобы не допустить перехода отрасли в критическое состояние, необходимо принять основные решения по запуску программы ДПМ-2 к началу 2018 года. Ведь электроэнергетика и теплоснабжение относятся к базовым отраслям, развитие которых должно быть поступательным, с опорой на долгосрочные ценовые и инфраструктурные эффекты. Модернизация ТЭЦ потянет за собой развитие смежных сфер российской экономики, в том числе энергетического машиностроения и инжиниринга, а также повысит надежность жизненно важных коммунальных систем. Региональные власти, в том числе территории присутствия «Т Плюс», в первую очередь заинтересованы в таких эффектах и поддержат включение проектов энергокомпании в программу ДПМ-2.

На Бережковской набережной.

«Запуск такой парогазовой установки является большим событием в электроэнергетике и в энергетике в целом, потому что это огромный объём инвестиций, большие работы, современные технологии», — отметил Мэр Москвы.

Он подчеркнул, что такие события в Москве происходят с завидной регулярностью. «Это означает, что энергетика Москвы становится более эффективной, меньше потребляет газа, и, соответственно, меньше выбросов в атмосферу, больше надёжность и, конечно, больше возможностей для подключения новых потребителей», — заявил Сергей Собянин.

Как доложил Мэру Москвы генеральный директор ООО «Газпром энергохолдинг» Денис Фёдоров, пуск нового блока намечен на 26 июня, в настоящее время заканчиваются подготовительные работы.

Ввод нового энергоблока также позволит улучшить экологическую ситуацию в Москве. Впервые на нём будет использоваться сухая вентиляторная градирня (устройство для охлаждения воды). В отличие от традиционных башенных градирен, новая технология позволяет исключить испарения воды и уменьшить её забор из Москвы-реки.

Кроме того, объём выбросов в атмосферу окислов азота при использовании парогазовых энергоблоков примерно в три раза меньше, чем у традиционных паросиловых агрегатов.

По словам Дениса Фёдорова, новая парогазовая установка достаточно небольших размеров, поскольку построена в центре города. Он пояснил, что во время работы установки большие облака пара образовываться не будут: «Она использует температуру воздуха в охлаждении, а не воду. И дополнительно охлаждается вентиляторами».

ТЭЦ-12 (историческое наименование — Фрунзенская ТЭЦ) была введена в эксплуатацию 17 июня 1941 года. В начале войны оборудование ТЭЦ было эвакуировано. Восстановление теплоэлектроцентрали началось в 1944 году, а ещё через два года состоялось вторичное введение ТЭЦ в эксплуатацию.

«В 1944 году началось восстановление электростанции, она постоянно увеличивала нагрузку. В своё время она работала на угле, на сегодняшний день это чисто газовая электростанция. Здесь стоит новый энергоблок, который в ближайшие дни будет запущен», — отметил руководитель Департамента топливно-энергетического хозяйства Москвы Павел Ливинский. По его словам, следующим этапом на ТЭЦ-12 планируется строительство аналогичного блока, а в итоге она станет современной, новой электростанцией.

До ввода нового энергоблока электрическая мощь станции составляла всего 400 мегаватт, а тепловая мощность — 1751 гигакалорию в час. После запуска энергоблока эти показатели выросли до 612 мегаватт и 1897 гигакалорий соответственно.

Строительство нового парогазового энергоблока мощностью 220 мегаватт (ПГУ-220) началось в декабре 2010 года. В его состав вошли:

— газовая турбина типа ГТЭ-160 с синхронным генератором типа ТЗФГ-160-2МУЗ производства ОАО «Силовые машины» (завод генераторов «Электросила»);

— двухконтурный котёл-утилизатор ПК-74 производства ОАО «Подольский машиностроительный завод»;

— паровая турбина типа Т-56/73-7,8/0,04 производства ОАО «Калужский турбинный завод» с синхронным генератором ТЗФП-80-2УЗ производства ОАО «Силовые машины».

Кроме того, было применено трансформаторное оборудование производства ПАО «Запорожтрансформатор» (Украина) и высоковольтные распределительные устройства КРУЭ 110 киловольт и КРУЭ 220 киловольт производства Siemens (Германия).

Таким образом, основное оборудование нового блока мощностью 212 мегаватт произведено отечественными машиностроительными предприятиями. Его тепловая мощность составляет не менее 140 гигакалорий в час, а удельный расход условного топлива — 192 грамма на киловатт-час, что на 27 процентов меньше, чем на действующих энергоблоках ТЭЦ-12 (263,5 грамма на киловатт-час).

Построенный энергоблок является одним из самых современных парогазовых блоков в России. Его КПД в конденсационном режиме составляет 49 процентов, в теплофикационном режиме — 77 процентов.

Строительство энергоблока нового поколения с передовым российским оборудованием повысит безопасность столицы и исключит дефицит электрической мощности в 23 районах Западного и Центрального административных округов Москвы. Благодаря новому ПГУ-220 сети будут работать без аварий, а более двух миллионов горожан смогут получать тепло без перебоев.

Дефицит мощности ТЭЦ исключён минимум до 2020 года и позволяет присоединять к ней новых потребителей. Установленная электрическая мощность ТЭЦ-12 после ввода в эксплуатацию энергоблока ПГУ-220 составит 612 мегаватт (МВт), тепловая — 1897 гигакалорий в час (Гкал/ч).

Основное оборудование нового блока произвели по принципу локализации производства и импортозамещения — блок создан на базе преимущественно российского оборудования: газовая и паровая турбины, двухконтурный котёл-утилизатор для работы турбины.

Ввод парогазового энергоблока ПГУ-220 ТЭЦ-12 позволит снизить удельный расход топлива на выработку энергии в целом по станции на 15 — 20 процентов. При этом благодаря новым технологиям сократится потребление природного газа, уменьшатся эксплуатационные затраты станции.

«Это большое дело, что такая реконструкция состоялась. Она не первая, и она не последняя в череде тех больших программ по модернизации мощностей „Мосэнерго“», — заявил Павел Ливинский.

ПГУ-220 на ТЭЦ-12 стал шестым по счёту энергоблоком на основе современной парогазовой технологии, введённым на электростанциях ОАО «Мосэнерго» начиная с 2007 года. Работы по строительству были выполнены за счёт собственных средств ОАО «Мосэнерго» без привлечения средств городского бюджета.

Новая программа модернизации тепловой энергетики (ДПМ-2) вызвала довольно острую дискуссию между генерацией, потребителями, Министерством энергетики, отраслевыми сообществами и экспертами. Предыстория: парк тепловых станций устарел, а на нем держится 60% российской генерации. Средний возраст российской ТЭС - тридцать пять лет, а из 244 ГВт установленной мощности 129 ГВт (то есть больше половины) в ближайшие пятнадцать лет выработают ресурс.

При этом в стране очевидные проблемы профицита мощностей, которые давят на цену электроэнергии и искажают рыночные принципы функционирования отрасли. Но цена на электричество для российской промышлености сопоставима с уровнем цен в Китае, США и некоторых европейских странах. И возможностей для маневра за счет роста цен у отечественной энергетики не так много.

Как получилось, что профицит не нивелирует проблем с выводом устаревших мощностей? Дело в том, что ситуация с мощностями по стране неоднородна. В некоторых регионах острых проблем с тепловой генерацией нет, а где-то, наоборот, вопрос модернизации стоит очень остро - например, в Центрально федеральном округе, где относительно мягкий климат не позволяет ТЭЦ работать столь же эффективно, как станциям на Урале. В ЦФО накоплен огромный инфраструктурный износ. Главный оператор теплогенерирующих мощностей в Центральной России - компания «Квадра». Новая программа модернизации ТЭЦ в сложившихся условиях регулирования рынка ей крайне необходима. Продолжая обсуждение ДПМ-2 на страницах «Эксперта», генеральный директор ПАО «Квадра» Семен Сазонов рассказал, почему у программы ДПМ-2 нет альтернатив.

- Самая актуальная тема в теплоэнергетике - одобренная президентом РФ программа Минэнерго по модернизации энергетики в части тепловой генерации, которую называют ДПМ-2. Насколько для «Квадры» важно участие в этой программе и определились ли в компании с потенциальными объектами модернизации?

- Безусловно, мы планируем принять участие в реализации программы ДПМ-2. Мы активно ведем предпроектную работу, готовим обоснование, а также предложения по базовым принципам механизма отбора проектов для модернизации. Вообще, первым позитивным моментом в российской теплоэнергетике в прошлом году стало определение целевой модели рынка тепловой энергии, которая вводит понятие альтернативной котельной и закрепляет новый подход к тарифообразованию в отрасли. Второй и главный момент - как раз программа ДПМ-2.

- Почему?

Эта программа - единственно возможный оптимальный источник модернизации изношенных мощностей в отечественной теплоэнергетике. Во многих регионах присутствия мы реализуем масштабные программы модернизации тепловых сетей. Следующий этап развития - программа модернизации действующих генерирующих мощностей, которую предлагает реализовать Министерство энергетики России. Результатом будет снижение износа и повышение надежности генерирующих активов, а также повышение экономичности производства. Кроме того, реализация программы приведет к мультипликативному эффекту в смежных отрасля

Ильин Е.Т., к.т.н., ЗАО «Комплексные энергетические системы», руководитель департамента по инвестиционно-технической политике

Научно-техническая конференция «Энергетическое машиностроение России – новые решения»

Развитие энергетики страны до настоящего времени шло в основном за счет ввода новых паротурбинных агрегатов, имеющих более высокие начальные параметры и большую единичную мощность. Повышение начальных параметров позволяло совершенствовать термодинамический цикл и снижать удельные расходы топлива. Вторым фактором повышения экономичности было широкое развитие теплофикации.

Здесь и далее под термином теплофикация понимается энергоснабжение на базе комбинированной, то есть совместной выработки тепловой и электрической энергии в одной установке. Термодинамической основой теплофикации служит полезное использование отработавшего в паросиловой установке пара для отпуска тепла внешним потребителям (в этом случае используется теплота фазового перехода пара в жидкость).

В комбинированной выработке заключается основное отличие теплофикации от так называемого раздельного метода энергоснабжения, при котором электрическая энергия вырабатывается на конденсационных тепловых электростанциях (КЭС), а тепловая - в котельных.

Особо следует подчеркнуть роль теплофикации для нашей страны, находящейся в зоне суровых климатических условий, где для поддержания жизнедеятельности требуются значительные расходы энергии и тепла. Среднегодовая температура в России - минус 5,5°C. В то же время, например, в Финляндии - плюс 1,5°C. В Швеции и Норвегии еще выше - плюс 2 °C, а это самые северные страны Европы, которые расположены по широте значительно севернее, чем большая часть территории России. Это объясняется тем, что на климат в Европе существенное влияние оказывает теплое морское течение Гольфстрим. Поэтому климатические пояса в Европе расположены таким образом, что средняя температура меняется больше не с севера на юг, а с запада на восток, т.е. чем дальше от побережья, тем холоднее

Развитие теплофикации в нашей стране шло в основном за счет ввода мощных паротурбинных установок типа Т-110-130 или Т-250/300-240. Это позволило за последние 50 лет более чем в два раза снизить удельные расходы топлива на выработку электроэнергии на ТЭЦ с bуд = 590 г.у.т/кВтЧч до bуд = 264 г.у.т/кВтЧч. Однако начиная с 80-х годов, процесс снижения удельных расходов топлива на выработку электроэнергии практически прекратился и даже начался наоборот, рост удельных расходов топлива, рис. 1. Это связано с тем, что к тому моменту теплоснабжение практически всех крупных потребителей теплоты (крупных городов и мощных промышленных потребителей) осуществлялось от мощных ТЭЦ с паротурбинным оборудованием типа Т-110-130, ПТ-80-130, Т-175-130, Т-250-240. Дальнейшее наращивание мощностей ТЭЦ проводилось за счет ввода больших единичных мощностей отдельных агрегатов, что удешевляло строительство, но приводило к неоправданному увеличению αтэц. В результате увеличилось время работы агрегатов ТЭЦ по конденсационному циклу, что и привело к снижению эффективности использования ТЭЦ.

Это подтверждает анализ режимов работы и условий эксплуатации оборудования ТГК-9, ТГК-5, ТГК-6. Даже в отопительный период на уровне 60-70%. Отчасти это связано со снижением тепловой нагрузки промышленных предприятий. Коэффициент использования установленной мощности ТЭЦ в летний период составляет k=0,3-0,4 не более для станций с параметрами пара Ро=130 кг/см ² и tо=555 °С, а станции с параметрами пара Ро=35 кг/см ² и tо=440 °С, имеют коэффициент использования установленной мощности еще более низкий k=0,2-0,3, так как значительно уступают по экономичности работы в конденсационном режиме мощным энергоблокам с промежуточным перегревом пара.

Одним из основных показателей определяющим эффективность оборудования ТЭЦ, является удельная выработка на тепловом потреблении. Ниже, в табл. 1. приводится изменение показателей удельной выработки на тепловом потреблении, для оборудования различного типа.

Как видно из табл. 1., только турбины типа Т-250/300-240, на закритические параметры, способны составить конкуренцию в летних режимах для конденсационных энергоблоков. Таким образом, большинство ТЭЦ с существующим оборудованием, морально и физически устарели и требуют реконструкции или модернизации. При этом реконструкция или должна сопровождаться увеличением уровня загрузки в течение всего года. Так как в противном случае реализация проекта, как правило, не окупается. Из этих условий следует, что реконструкция и модернизация должна сопровождаться повышением выработки электроэнергии на тепловом потреблении, оптимизацией величины αтэц, повышением конкурентоспособности реконструируемого или модернизируемого оборудования в конденсационном режиме. Обеспечить эти условия можно либо путем повышения параметров в паротурбинном цикле или путем газотурбинной надстройки существующей паротурбинной части, если оборудование не выработало свой ресурс.

Для станций работающих на газовом топливе наиболее эффективным способом реконструкции является надстройка существующей паротурбинной части, газовыми турбинами. Этот вариант реконструкции обеспечивает существенное увеличение выработки электроэнергии на тепловом потреблении, при минимальных капиталовложениях.

Такая надстройка может производиться несколькими способами :

1) Надстройка с котлами утилизаторами, бинарного типа или по параллельной схеме;

2) Надстройка с вытеснением системы регенерации;

3) Надстройка со сбросом газов в котел.

Выбор варианта реконструкции в каждом конкретном случае должен определяться исходя из реальных условий эксплуатации и обеспечения экономической эффективности проекта.

Реконструкция с вытеснением системы регенерации или со сбросом газов в котел являются менее эффективными, с точки зрения электрического КПД станции (42-44 и 46-48 соответственно). В этом случае они существенно уступают при прочих равных условиях ПГУ с котлами утилизаторами, электрический КПД которых, для современных ГТУ, меняется от 51% и выше. В силу более низкой эффективности, а также сложности реконструкции схемы реконструкции по вариантам 2 и 3 не нашли широкого применения. Однако, несмотря на высокую экономичность, при реализации первого варианта реконструкции возникает проблема с подбором газовых турбин.

В качестве критериев подбора оборудования для реализации вышеуказанной схемы можно назвать следующие:

Котлы-утилизаторы должны производить достаточное количество пара с параметрами, соответствующими параметрам паротурбинной части;

Параметры газов за газовой турбиной должны обеспечивать возможность генерации пара с необходимыми параметрами в течении всего года, без использования дожигания;

Использование паровых турбин в схеме ПГУ предполагает отключение реге-нерационных отборов (весь цикл подогрева питательной воды осуществляется в котле-утилизаторе). В этом случае мощность паровых турбин, при сохранении уровня тепловой нагрузки и параметров регулируемых отборов, уменьшается приблизительно на 20%. Анализ различных вариантов парогазовых установок

с котлами утилизаторами , показывает, что доля газотурбинной мощности в составе общей электрической мощности ПГУ (брутто) составляет 65-70 % в конденсационном режиме работы и может быть более при максимальном отпуске тепловой энергии от установки. Таким образом, исходя из характеристик паровой турбины, определяется мощность и количество газотурбинных установок.

В общем случае выбор количества и единичной мощности газотурбинных агрегатов ПГУ-ТЭЦ представляет собой комплексную технико-экономическую задачу, имеющую итерационный характер, при этом учитываются максимальный и минимальный уровень необходимых нагрузок, их суточное и сезонное распределение (т.к. мощность ГТУ меняется в зависимости от температуры наружного воздуха), расходы энергии на собственные нужды энергоисточника, капитальные затраты в оборудование, тарифы на отпускаемые виды энергии и цена топлива, а также необходимые требования по надежности энергопроизводства и пр.

Снижение количества и увеличение единичной мощности ГТУ с одной стороны способствует уменьшению удельных капитальных затрат в оборудование станции, снижению количества технологических связей на ТЭЦ и числа вспомогательных агрегатов. Однако в этом случае значительно снижается степень надежности энергоснабжения, так как любой (плановый, либо аварийный) вывод из эксплуатации газотурбинной установки автоматически означает остановку всего парогазового энергоблока. Также заметно сокращается возможный диапазон регулирования нагрузок.

С уменьшением единичной мощности и увеличением числа ГТУ возможно осуществление более гибкого регулирования нагрузок ПГУ-ТЭЦ, а вывод из эксплуатации газотурбинных агрегатов, в том числе и на плановые ремонты, менее болезненно отражается на общем отпуске полезной энергии от станции. С другой стороны при этом увеличиваются удельные затраты в оборудование, возрастает количество паропроводов, водопроводов и других технологических связей. Также увеличиваются необходимые размеры площадки станции, что зачастую является решающим, так как при реконструкции имеются ограничения по существующим размерам ячеек для размещения оборудования.

Существенное влияние на выбор типа ГТУ установки оказывает характеристика изменения температуры уходящих газов за газовой турбиной в процессе эксплуатации. На рис.2 и рис.3 представлены зависимости изменения температуры уходящих газов за газовыми турбинами соответственно фирмы Сименс, ГТУ типа SGT-800 и завода «Авиадвигатель» GTES-16P. Анализ этих характеристик показывает, что SGT-800 способна обеспечивать температуру пара на уровне 510 оС, при понижении температуры наружного воздуха до tнв=-30оС, сохраняя при этом производительность котла утилизатора. В то же время » у GTES-16P температура уходящих газов понижается до 400°С. В этом случае без дожига топлива, не удается обеспечить необходимые параметры пара за котлом утилизатором, что соответственно приводит к снижению эффективности такой реконструкции.

Следует отметить, что реализация схем реконструкции с вытеснением системы регенерации или со сбросом газов в энергетический котел, менее чувствительны к таким характеристикам ГТУ.

Анализ стандартных параметров и мощностей паровых турбин установленных на существующих ТЭЦ показывает, что для газотурбинной надстройки нужны параметры уходящих газов за газовой турбиной в соответствии с требованиями представленными в табл. 2.

В этой ситуации, оказывается, что с учетом сурового климата нашей страны, для реализации надстройки с котлами утилизаторами возможно применение очень ограниченного ряда ГТУ. Расширение парка ГТУ для надстройки может быть достигнуто за счет перевода работы паротурбинного оборудования на скользящие параметры. В этом случае необходимо выделение соответствующего оборудования в отдельные блоки и согласование режимов работы паротурбинной части с заводами изготовителями, а также необходим пересчет характеристик паротурбинной установки и котла утилизатора, при переводе их на скользящее давление.

Кроме этого, значительная часть ТЭЦ находится в черте городов. Поэтому реконструкция ТЭЦ с одновременным наращиванием электрической и тепловой мощности должна обеспечивать если не снижение, то хотя сохранение вредных выбросов на прежнем уровне. В этой ситуации варианты надстройки паротурбинной части с помощью ГТУ с котлами утилизаторами позволяет решить эту задачу без дополнительных затрат на очистные сооружения, так как современные газотурбинные установки способны обеспечить выбросы оксидов азота на уровне 25ppm и ниже. В результате чего при вытеснении котельных агрегатов котлами утилизаторами, выбросы при росте электрической мощности остаются в допустимых пределах. Перечень некоторых ГТУ средней мощности и их характеристик приведен в табл. 3.

Для обеспечения оптимального αтэц по мере исчерпания ресурса паротурбинной части, часть из них должна выводиться без замены. В этой ситуации, в освободившихся ячейках может быть размешены газотурбинные установки, если компоновка позволяет это сделать. Следует при этом учесть, что по мере увеличения удельной выработки на тепловом потреблении, оптимальная доля αтэц снижается, с αтэц =0,5-0,55 для паротурбинного оборудования с параметрами пара на Ро= 130кг/ см2, tо=555оС, до αтэц =0,35-0,4 для ПГУ с удельной выработкой на тепловом потреблении выше 1МВт/Гкал.ч.

Приведенный выше анализ позволяет определить основные принципы реконструкции ТЭЦ и требования к оборудованию, необходимому для реконструкции.

1. Реконструкция и модернизация ТЭЦ должна быть направлена на повышение использования установленной мощности в течение всего календарного года. С этой целью экономичность реконструируемого или модернизируемого оборудования должна быть не ниже экономичности существующих мощных конденсационных энергоблоков. Поэтому необходимо рассмотрение вопроса о расширении номенклатуры паротурбинного оборудования с промперегревом, в том числе единичной мощностью N= 100МВт.

2. В процессе реконструкции и модернизация ТЭЦ удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении должна быть повышена до максимально

возможной, с учетом выбираемой технологии. При этом выбор технологии определяется наличием рынка потребителей тепловой и электрической энергии и их пропорции.

3. Реконструкция ТЭЦ с надстройкой газотурбинными установками с котлами утилизаторами должна предусматривать отключение системы регенерации, с соответствующим пересчетом характеристик паровой турбины.

4. Параметры газов за газовой турбиной должны обеспечивать сохранение параметров пара перед паровой турбиной во всем диапазоне нагрузок и температур наружного воздуха, в противном случае необходимо организация дожига в котле утилизаторе или перевод паротурбинной части на скользящие параметры. При этом эффективность работы оборудования снижается.

5. В процессе реконструкции и модернизации, необходимо приведение величины αтэц к оптимальному уровню, в соответствии с принятой технологией реконструкции.

Список использованной литературы

1. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. М.: Издательство МЭИ, 2002.-584с.

2. Арсеньев Л.В., Тарышкин В.Г. Комбинированные установки с газовыми турбинами. Л.: Машиностроение, 1982.

3. Безлепкин В.П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций. СПб.: СПбГТУ, 1997.