Вы здесь

Газотурбинные установки с впрыском пара — повышение эколого–экономической эффективности энергосберегающих технологий

Газотурбинные установки с впрыском пара — повышение эколого–экономической эффективности энергосберегающих технологий

 Газотурбинные установки с впрыском пара — проведена аналитика и рассмотрены следующие вопросы:

  • Рассмотрены вопросы повышения эффективности энергосберегающих технологий на базе когенерационных газотурбинных установок (ГТУ) с впрыском пара.
  • Рассмотрены показатели экономичности газотурбинных установок с впрыском пара и двухступенчатой утилизацией тепла.
  • Проведен анализ различных вариантов схем когенерационных газотурбинных установок с впрыском пара.
  • Проведено исследование эффективности комбинированной газотурбинных установок с впрыском пара. Исследование сводилось к обеспечению высокой тепловой эффективности, высокого электрического КПД при большой удельной мощности и учете всех влияющих параметров.
  • Выполнены расчетно-теоретические исследования характеристик когенерационной комбинированной газотурбинной установки.
  • Разработаны рекомендации для конвертации существующих газотурбинных двигателей в контактные установки.

Использование газотурбинных установок для комбинированной выработки электроэнергии и тепла

В связи с важностью проблем внедрения энергосберегающих технологий в современных условиях одним из перспективных направлений является использование газотурбинных установок для комбинированной выработки электроэнергии и тепла.

В условиях жесткой конкуренции основными критериями оценки современных энергетических объектов являются: высокая эффективность преобразования первичных энергоносителей, экологическая чистота, надежность, оптимальные эксплуатационные издержки.

Одним из направлений эффективного развития и технического перевооружения российской теплоэнергетики является широкое применение высокоэкономичных парогазовых и газотурбинных установок.

Особое внимание уделяется внедрению энергосберегающих технологий, повышению эффективности преобразования содержащейся в топливе энергии в электричество и тепло.

Современные газовые турбины используют в качестве когенерационных установок, что позволяет использовать теплоту топлива с максимальной эффективностью.

В настоящее время широкое распространение получили парогазовые установки (ПГУ) бинарного цикла, в которых пар одного или нескольких давлений, выработанный за счет тепла отработанных газов ГТУ, приводит в действие паровую турбину.

Нижняя (паросиловая) часть цикла содержит практически все (за исключением регенеративных подогревателей высокого давления) элементы обычного паросилового цикла, включая конденсатор с соответствующей системой охлаждения. Указанное обстоятельство существенно повышает капитальные затраты на бинарную ПГУ.

Контактные когенерационные газотурбинные установки как альтернатива ПГУ

Альтернативой бинарной ПГУ являются газопаровые установки с впрыском пара (контактные газотурбинные установки или ПГУ смешения). Их основное отличие от бинарной ПГУ состоит в отсутствии конденсационной паровой турбины с конденсатором и соответствующей системой охлаждения. В сравнении с бинарными ПГУ газотурбинные установки с впрыском пара имеют результирующий КПД на 1,5–2,0% ниже. Вместе с тем состав оборудования контактных газотурбинных установок проще, а удельные капиталовложения меньше, чем у ПГУ бинарного цикла. По своей технологической схеме газотурбинная установка с впрыском пара является наиболее простой из всех установок комбинированного цикла.

В настоящее время контактные когенерационные газотурбинные установки находят широкое применение как высокоэффективные источники тепловой и электрической энергии во многих странах мира [1, 8, 9].

Такие установки, выполненные на основе уже готовых ГТУ, отличаются достаточной надежностью, относительной простотой и экологичностью.

Выгоды от использования систем когенерации условно делятся на четыре группы, тесно связанные друг с другом: экономия энергоресурсов, надежность, утилизация теплоты, экологичность.

Проанализированы различные варианты схем когенерационных современных энергосберегающих газотурбинных установок с вводом пара.

На выбор схемы энергоустановки влияет большое количество различных факторов: климатические и географические условия, требования надежности, особенности существующей инфраструктуры (новое строительство либо модернизация), наличие и возможность использования тех или иных топливных ресурсов, экономические аспекты и многое другое.

В ряде случаев работа ГТУ осуществляется на режимах ниже оптимального по КПД, поэтому заказчика интересует экономическая эффективность агрегата в целом. Это определяет большое количество возможных схем установок на базе ГТУ.

Газотурбинные установки с впрыском пара могут обеспечивать высокую эффективность использования топлива и конкурируют с различными типами установок, а именно с ПГУ, ГТУ–ТЭЦ, ПГУ–ТЭЦ [1, 2].

В нашей стране циклы газотурбинных установок с вводом пара (STIG) исследуются в АО «Рыбинские моторы», НПФ АО «Мосэнерго», ММПФ «Салют», Институте высоких температур РАН.

За рубежом фирмой General Electric создан ряд установок такого типа (LM 2500, LM 5000, LM 6000). Качественный скачок в этом направлении может быть достигнут в результате использования ГТУ с впрыском пара в составе когенерационных установок для совместной выработки электроэнергии и тепла, что и предлагается решением данного проекта. При этом утилизационный теплообменный аппарат может быть смесительного или контактного типа, как в схеме КГПУ–16 НПО «Машпроект», или поверхностного типа, как в предлагаемом проекте. Основной недостаток контактных ГТУ — необходимость обеспечения качества воды для утилизационного парогенератора, которая теряется с отработавшими газами. Это определяет целесообразность использования теплоты конденсации водяного пара из газопаровой смеси, покидающей установку, и возвращения конденсата.

В проекте рассмотрены вопросы повышения эффективности энергосберегающих технологий на базе когенерационных ГТУ с впрыском пара. Рассмотрены показатели экономичности ГТУ с впрыском пара и двухступенчатой утилизацией тепла. Экономия топлива, электрической и тепловой энергии во всех сферах экономики является важнейшим фактором снижения инвестиционной нагрузки страны в энергетику, ведет к экономии первичных энергоресурсов.

В проекте выполнено исследование эффективности контактной когенерационная ГТУ с двухступенчатой утилизацией тепла, схема которой представлена на рис. 1. В исследуемом цикле высокопотенциальное тепло выхлопных газов используется для генерации пара в котле–утилизаторе, а низкопотенциальное тепло — для получения горячей воды. Охлаждение газопаровой смеси в парогенераторе до 150–100 ºС, а в утилизационном теплообменнике до 30–40 ºС позволяет использовать скрытую теплоту конденсации, которая является основной теплотой водогрейного котла.

Схема ГТУ с впрыском пара и водогрейным котлом

Рис. 1. Схема ГТУ с впрыском пара и водогрейным котлом:
К — компрессор; КС — камера сгорания; КСМ — камера смешения; ГТ — газовая турбина; Н — насос; УПГ — утилизационный парогенератор; ПГП — парогазовый подогреватель; ПГК — парогазовый конденсатор; СВП — система водоподготовки

Ввод пара в проточную часть позволяет увеличить термодинамическую эффективность и удельную мощность ГТУ, а применение утилизационного теплообменника конденсационного типа — увеличить общий коэффициент использования тепла топлива. При этом удельная стоимость вырабатываемой электроэнергии с утилизацией тепла в контактных ГТУ определяется исходя из себестоимости вырабатываемой электроэнергии и экономии, связанной с утилизацией тепла.

Исследования эффективности контактной когенерационной газотурбинной установки

Для исследования эффективности контактной когенерационной ГТУ ставились и решались следующие задачи:

  1. Разработка математической модели расчета удельных параметров цикла ГТУ с впрыском пара и утилизационным теплообменником и реализация ее на ПЭВМ.
  2. Разработка математической модели утилизационного теплообменника конденсационного типа на основе обработки имеющихся экспериментальных данных процесса конденсации газопаровой смеси.
  3. Исследование характеристик комбинированной ГТУ с впрыском пара и утилизационным водогрейным котлом конденсационного типа.

Расход впрыскиваемого пара оказывает наиболее сильное влияние на основные показатели комбинированной контактной ГТУ. Для количественной оценки термодинамических параметров комбинированной ГТУ с впрыском пара и утилизационным водогрейным котлом получены зависимости удельной электрической и тепловой мощности, КПД, коэффициента избытка воздуха и использования тепла топлива от удельного расхода впрыскиваемого пара. Важное свойство комбинированной ГТУ с впрыском пара – неуклонное повышение удельной тепловой и электрической мощности по мере роста расхода пара. Даже при умеренном относительном расходе пара, равном 0,15–0,16, удельная электрическая мощность составляет 0,6 МВт на каждый килограмм воздуха. Такой уровень удельной мощности в ГТУ может быть получен лишь за счет сильного усложнения тепловой схемы.

Параметры комбинированной ГТУ с впрыском пара и УВК

Рис. 2. КПД контактной комбинированной ГТУ как функция
степени повышения давления и температуры газов перед турбиной

Удельная мощность контактной комбинированной ГТУ

Рис. 3. Удельная мощность контактной комбинированной ГТУ как функция
степени повышения давления и температуры газов перед турбиной

На рис. 2 и 3 представлены обобщенные зависимости КПД и удельной электрической мощности комбинированной ГТУ с впрыском пара и двухступенчатой утилизацией тепла.

На основании проведенных исследований было установлено, что газотурбинные установки с впрыском пара и утилизационным теплообменником обладают повышенной эффективностью в сравнении с традиционными ГТУ, которая заключается в следующем [3]:

  • увеличении удельной мощности на 70–90% относительных;
  • повышении эффективного КПД и снижении удельного расхода топлива на 50–67% относительных;
  • получении дополнительной тепловой мощности в утилизационном водогрейном котле конденсационного типа и увеличении коэффициента использования тепла топлива до 90% и более.

Наряду с энергосбережением улучшаются экологические показатели контактных когенерационных ГТУ [4]. Применение данных технологий позволяет при современном технологическом и техническом уровне радикально сократить загрязнение атмосферы, в частности парниковыми газами.

В отработавших газах газотурбинных установок содержатся токсичные соединения, основными из которых являются оксид углерода CО, углеводороды СхHy, оксиды азота NOx. Впрыск пара в зону горения или в газовый тракт позволяет снизить содержание наиболее вредных компонентов отработавших газов — окислов азота. Количество получаемых оксидов азота определяется в зависимости от конструктивных характеристик и режимных факторов:

 Количество получаемых оксидов азота определяется в зависимости от конструктивных характеристик и режимных факторов

где Pкс — давление в камере сгорания; O2, N2 — количество кислорода и азота в воздухе при a = 1,1; Tф — эффективная температура факела, ºС; α1 — коэффициент избытка воздуха в первичной зоне; tпр — время пребывания продуктов сгорания в топочном объеме камеры сгорания; kf — коэффициент, учитывающий влияние качества смешения в фронтовой зоне.

 

Таким образом, при прочих равных условиях уровень эмиссии увеличивается при повышении температуры в зоне горения, увеличении времени протекания процесса горения и увеличении концентрации кислорода и азота. Поэтому одним из наиболее эффективных мероприятий является ввод в зону горения инертных веществ.

Особенностью контактных когенерационных ГТУ является то, что чем больше доля сконденсированного пара, тем меньше выбросы остаточного количества пара в атмосферу. Таким образом, решается экологическая проблема выброса влажного воздуха в рабочей зоне комбинированной контактной ГТУ когенерационного типа.

Проведено исследование влияния степени конденсации пара из газопаровой смеси на величину поверхности теплообмена утилизационного теплообменника конденсационного типа и установлено, что имеется оптимальная область удельной поверхности теплообмена, при увеличении которой доля сконденсированного пара практически не изменяется [5].

В общем анализе водоподготовки можно выделить следующие проблемы:

  • потеря воды как физической субстанции;
  • дополнительные затраты, связанные с химоводоподготовкой;
  • экологические проблемы, возникающие в связи с появлением повышенных расходов стоков из системы водоподготовки.

В контактных газопаровых установках могут возникнуть дополнительные факторы, влияющие на их работоспособность, — отложения солей в проточной части установки, коррозия и эрозия в различных элементах тракта и лопаточного аппарата. Эти факторы при вводе пара в тракт высокого давления являются наиболее важными, определяющими не только требования к водоподготовке, но и вообще применимость контактных установок. Тем не менее при достаточно глубоком обессоливании питательной воды эта проблема решается, однако в этом случае усложняется водоподготовка и снижается экономическая эффективность впрыска пара. Нормы качества питательной воды парогенераторов, обеспечивающие такой уровень образования отложений, который гарантирует длительный рабочий ресурс лопаточного аппарата, представлены в табл. 1.

Таблица 1. Нормативы качества питательной воды

Качественный показатель воды

Кислород Жесткость Соленость
О2, мг/л ºЖ ºБр
Питательная вода парогенераторов ≤ 0,02 ≤ 0,03 ≤ 0,5

 

Питательная вода состоит из конденсата пара, возвращаемого в цикл, и добавочной воды. Система водоподготовки контактной газопаровой установки может осуществляться следующим образом. Вода прежде всего очищается от органических веществ и минеральных примесей, которые находятся в воде в грубодисперсном и коллоидном состояниях. Для этого в воду вводится коагулятор, например Al2(SO4)3. Процесс коагуляции может быть совмещен с известкованием воды, для чего в воду вводится Ca(OH)2. При известковании из воды выводятся плохо растворимые соли СaSO3. В результате коагуляции укрупненные частицы оседают в отстойниках и отводятся. После отстойников вода фильтруется, для чего она пропускается сначала через механические, а затем через ионообменные фильтры.

 

Сравнительный анализ затрат на воду и топливо предусматривает определение максимально допустимых затрат на воду, при которых издержки на впускаемый в газовую турбину пар компенсируются снижением затрат на топливо вследствие повышения КПД.

Следует отметить, что в традиционных паротурбинных установках (ПТУ) и в бинарных парогазовых циклах, которые рассматриваются как основная альтернатива контактным ГТУ, существуют безвозвратные потери воды, несмотря на замкнутый рабочий паровой цикл. Более того, в удельном выражении [кг/(кВт×ч)] эти потери значительно выше, чем в предлагаемой схеме.

При использовании цикла с впуском пара снижение затрат на топливо вследствие роста КПД сопровождается увеличением эксплуатационных расходов в цикле обработанной воды.

Себестоимость вырабатываемой электроэнергии составляет:

Себестоимость вырабатываемой электроэнергии,

где Цт, Цм, Цхво — стоимость топлива, масла и затраты на химводоочистку; Gт, Gм, Gв — расход топлива, масла, воды; ΔGt — снижение расхода топлива в сравнении с традиционными ГТУ вследствие повышения термодинамической эффективности контактной когенерационной установки; Цудрто — удельная стоимость ремонтно-технического обслуживания;  Цудзп — удельные затраты на зарплату обслуживающего персонала;  N — электрическая мощность ГТУ простого цикла; ΔN — относительное увеличение удельной электрической мощности в сравнении с традиционной ГТУ.

 

Ввод пара в проточную часть увеличивает расход и теплоемкость рабочего тела в турбине, а следовательно, и ее работу. Поскольку затраты энергии на прокачку пароводяного рабочего тела малы, мощность установки возрастает на величину. Удельная стоимость вырабатываемой электроэнергии с утилизацией тепла в контактных ГТУ определяется разностью себестоимости вырабатываемой электроэнергии и экономии за счет утилизации тепла.

 

На рис. 4 представлены данные по удельной стоимости вырабатываемой электроэнергии в комбинированных циклах.

Удельная стоимость выработки электроэнергии в комбинированных установках

Рис. 4. Удельная стоимость выработки электроэнергии в комбинированных установках [1]

 

Выполнены расчеты газотурбинной установки с двухступенчатой утилизацией тепла, включая контактную ГТУ и утилизационный теплообменник конденсационного типа. Результаты расчета представлены в табл. 2. Базовыми для расчетов приняты данные ГТУ небольшой мощности на базе конкретной продукции ОАО «Калужский двигатель». Выбор обусловлен низкой термодинамической эффективностью, еще более ухудшенной эксплуатацией. Также проведен расчет более перспективной ГТУ–25 ПЭ с температурой рабочего тела перед турбиной 1512 К.

Таблица 2. Параметры газотурбинных двигателей АО «Калужский двигатель» в составе комбинированных ГТУ с впрыском пара

В ГТУ с впрыском пара снижение затрат на топливо вследствие роста КПД сопровождается увеличением эксплуатационных расходов в цикле обработанной воды.

Достоверная количественная оценка абсолютных показателей рассматриваемых установок для отечественных условий сегодня затруднительна из-за неопределенности исходных стоимостных показателей и экономических нормативов, а также экономической ситуации в целом. Имеет смысл лишь оценка относительной стоимости производства электроэнергии на установках разного типа. Несмотря на некоторую искусственность, этот прием достаточно широко используется в мировой практике.

Высокий тепловой КПД цикла является важнейшим, но отнюдь не единственным фактором, определяющим стоимость производства электроэнергии. Не менее важную роль играют удельные капитальные затраты и количество часов использования установленной мощности. При этом следует отметить, что в России доля топливной составляющей заметно ниже, чем в большинстве промышленно развитых стран. Это естественно для страны, располагающей большими запасами органического топлива и являющейся его экспортером. В итоге с учетом низкой стоимости труда в стране составляющая капитальных затрат на новом оборудовании достигает 50% и более от общей стоимости генерируемой энергии.

Для анализа и расчета экономической эффективности контактной когенерационной установки с двухступенчатой утилизацией тепла примем следующие условия:

  • используются усредненные статистические данные по мировым ценам на отечетсвенное и импортное оборудование и динамика их изменения;
  • когенерационная установка оснащается современным и газотурбинным двигателем, при этом мощность рассчитывается с учетом потерь по передаче энергии;
  • цена топливного газа принимается равной 50 долл./тыс. м3;
  • расчетная стоимость газотурбинной установки принята на основании данных каталога газотурбинного оборудования 2006 г. [1], что составляет 800 долл. за 1 кВт установленной мощности;
  • расчетная стоимость утилизационных теплообменников принята по оценочным данным каталога газотурбинного оборудования 2006 г. [1], что составляет 5000 руб. за 1 м2 поверхности нагрева теплообменного оборудования;
  • стоимость масла в структуре затрат принята из расчета среднего расхода масла на 1 кВт·ч в размере 0,3 г/кВт·ч при стоимости масла 130 руб./кг;
  • стоимость химводоподготовки оценивается по данным ОАО «Калугаоблводоканал» из расчета 26 руб./м3 воды;
  • стоимость текущего обслуживания оборудования определяется из расчета заработной платы для 5 сотрудников; заработная плата принята в размере 10000 руб;
  • затраты на ремонтно-техническое обслуживание и поддержание технического состояния ГТУ определяются по среднестатистическим удельным затратам на единицу мощности и час эксплуатации по данным [6]; по приведенным оценкам затраты на ремонтно-техническое обслуживание и поддержание технического состояния ГТУ составляют за весь срок эксплуатации около 70% стоимости установки;
  • коэффициент дисконтирования принят равным 11%;
  • продажа производимой энергии принята из расчета 1,1 руб./кВт·ч;
  • продажа производимой тепловой энергии принята из расчета 300 руб./Гкал·ч;
  • расчетное число часов работы исследуемой установки составляет 7500 ч в год.

Для расчета принята комбинированная ГТУ с впрыском пара на базе малоразмерной ГТД УЭСУ-121, производимой ОАО «Калужский двигатель». Расчет экономической эффективности исследуемого цикла выполнен на основе рекомендаций по оценке эффективности инвестиционных проектов [7]. Технико-экономические расчеты выполнены с учетом дисконтирования. Дисконтирование позволяет привести будущие стоимости к современной стоимости по формулам:

где ЧДД — чистый дисконтированный доход; Т — продолжительность расчетного периода; r — норма дисконта; Bt — валовая прибыль в году t; Ct — инвестиционные расходы в году t; Vt — сумма, подлежащая дисконтированию. Срок реализации проекта разбит на два этапа: 2006–2010 гг. и 2011–2015 гг.

В табл. 3 и 4 представлены денежные потоки проекта по этапам.

Таблица 3. Основные денежные потоки проекта по годам в период 2006–2010 гг. (тыс. руб.)

Показатель

2006

2007

2008

2009

2010

Затраты

 

Стоимость ГТУ

6500

 

 

 

 

Стоимость котла-утилизатора

420

 

 

 

 

Стоимость УВК

360

 

 

 

 

Стоимость топливного газа

1822

1822

1822

1822

1822

Стоимость масла

180

180

180

180

180

Стоимость химводоподготовки

150

150

150

150

150

Стоимость текущего обслуживания оборудования

600

600

600

600

600

Затраты на ремонтно-техническое обслуживание

340

340

340

340

340

Итого по затратам:

10372

3092

3092

3092

3092

Результаты

Продажа производимой электроэнергии

5099

5099

5099

5099

5099

Продажа производимой тепловой энергии

2080

2080

2080

2080

2080

Итого по результатам:

7179

7179

7179

7179

7179

Чистый доход

–3193

4087

4087

4087

4087

Cальдо накопленного потока

17242

21329

25416

29503

33590

Коэффициент дисконтирования

1

0,9

0,811

0,731

0,658

ЧДД

–3193

3678,3

3314,5

2988

2689

Cальдо накопленного ЧДД

–3193

485,3

3799,8

6787,8

9476,8

Прогнозируемые затраты определяются на основе экспертных оценок затрат на эксплуатацию аналогичного оборудования.

Рентабельность инвестиций

.

Индекс доходности , где K — капиталовложения.

Внутренняя норма доходности (ВНД) представляет собой ту норму дисконта, при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капиталовложениям:

,

где IRR (Internal rate of return) – внутренняя норма прибыли, рентабельности, возврата инвестиций.

.

Таблица 4. Основные денежные потоки проекта по годам в период 2011–2015 гг. (тыс. руб.)

Показатель

2011

2012

2013

2014

2015

Затраты

 

Стоимость ГТУ

 

 

 

 

 

Стоимость котла-утилизатора

 

 

 

 

 

Стоимость УВК

 

 

 

 

 

Стоимость топливного газа

1822

1822

1822

1822

1822

Стоимость масла

180

180

180

180

180

Стоимость химводоподготовки

150

150

150

150

150

Стоимость текущего обслуживания оборудования

600

600

600

600

600

Затраты на ремонтно-техническое обслуживание

340

340

340

340

340

Итого по затратам:

3092

3092

3092

3092

3092

Результаты

Продажа производимой электроэнергии

5099

5099

5099

5099

5099

Продажа производимой тепловой энергии

2080

2080

2080

2080

2080

Итого по результатам:

7179

7179

7179

7179

7179

Чистый доход

4087

4087

4087

4087

4087

Cальдо накопленного потока

17242

21329

25416

29503

33590

Коэффициент дисконтирования

0,593

0,534

0,481

0,433

0,391

ЧДД

2424

2182

1965

1769

1598

Cальдо накопленного ЧДД

11900,8

14082,8

16047,8

17816,8

19414,8

Показатели эффективности инвестиций рассчитываются по дисконтированным потокам наличности и дисконтированным потокам выплат денежных средств. Важнейшими из них являются:

  1. Срок окупаемости инвестиций, который рассчитывается в месяцах и показывает период времени, в течение которого поступления от реализации с учетом дисконтирования покроют затраты на инвестиции. Значение срока окупаемости инвестиций в рассматриваемой ГТУ с впрыском пара и двухступенчатой утилизацией тепла составляет 1,9 года.
  2. Индекс прибыльности, показывающий отношение дисконтированных результатов реализации проекта к дисконтированным инвестиционным затратам. Значение индекса прибыльности для прибыльных проектов должно превышать 1, для анализируемого проекта значение индекса прибыльности составляет 2,6.
  3. Чистый приведенный доход, который определяется как превышение дисконтированных интегральных результатов над дисконтированными интегральными затратами. Значение чистого приведенного дохода на конец расчетного периода составляет 19 414 800 руб.

Выполнены сравнительные расчеты технико-экономических характеристик комбинированной контактной когенерационной ГТУ и ГТУ–ТЭЦ. Предполагается, что контактная когенерационная ГТУ и ГТУ–ТЭЦ выполнены на базе одного двигателя ГТД УЭСУ–121 (данные табл. 2). Эксплуатационные расходы, включая тарифы на топливный газ, масло, стоимость текущего обслуживания оборудования и затраты на ремонтно-техническое обслуживание, приняты одинаковыми. Одинаковыми также приняты тарифы на производимую электроэнергию и тепловую энергию. Сравнительные результаты расчета ГТУ–ТЭЦ и ГТУ с впрыском пара и двухступенчатой утилизацией тепла представлены в табл. 5.

Таблица 5. Технико–экономические характеристики ГТУ–ТЭЦ и когенерационной ГТУ с впрыском пара

Показатель

Энергоустановки

ГТУ–ТЭЦ

Когенерационная ГТУ с впрыском пара

Капиталовложения, руб.

7 000 000

7 280 000

Норма дисконта, %

11

11

Расчетный период реализации, год

10

10

Среднегодовые эксплуатационные расходы, руб.

2 500 000

3 092 000

Среднегодовые результаты продажи производимой тепловой и электрической энергии, руб.

4 836 000

7 179 000

Cальдо накопленного чистого приведненного дохода в конце расчетного периода, руб.

8 878 000

19 414 800

Индекс доходности

1,26

2,6

Срок окупаемости инвестиций, год

3,8

1,9

Сравнительные расчеты показали, что расходы на химводоподготовку в ГТУ с впрыском пара составляют около 8% стоимости топлива.

При сравнении характеристик установок ГТУ–ТЭЦ и контактной когенерационной ГТУ, имеющих приблизительно равные параметры (πк, Gв, T3*, ηт, ηк, ηкс, Nt, kис и работающих в режиме совместной выработки электричества и теплоты, отметим следующее:

  1. вырабатываемая тепловая мощность приблизительно одинакова в рассматриваемых установках;
  2. установка когенерационной ГТУ с впрыском пара превосходит ГТУ–ТЭЦ по вырабатываемой электрической мощности на 70% относительных;
  3. установка когенерационной ГТУ с впрыском пара превосходит ГТУ–ТЭЦ по значению эффективного КПД на 50% относительных;
  4. общие капитальные затраты ГТУ–ТЭЦ в сравнении с когенерационными ГТУ с впрыском пара ниже на 11%;
  5. контактная ГТУ имеет более низкую стоимость выработки электроэнергии и более быстрый возврат капитала.

Выполнено сравнение технико–экономических характеристик ГТУ с впрыском пара и традиционных ПГУ. Общие капитальные затраты установок, выполненных по циклу комбинированных ГТУ с впрыском пара, в сравнении с традиционными ПГУ ниже на 25–30%. Упрощение тепловой схемы ГТУ с вводом пара по сравнению с ПГУ (исключение паровой турбины, конденсатора и системы технического водоснабжения) позволяет снизить капитальные затраты и в 1,5–2,0 раза ускорить сооружение установки.

Переход к рыночным отношениям между производителем и потребителем энергии, а также ставшее реальностью в условиях монополизма многократное повышение тарифов на электроэнергию и теплоту при относительно низких ценах на топливо ставят в разряд актуальных направление работ по разработке энергосберегающих технологий производства электрической и тепловой энергии на базе утилизационных ГТУ контактного типа.

Сводные показатели эколого–экономической эффективности применения когенерационных газотурбинных установок с впрыском пара в современных условиях — заключение

В результате выполнения проекта получены сводные показатели эколого–экономической эффективности применения когенерационных ГТУ с впрыском пара в современных условиях. Выполнены расчетно-теоретические исследования характеристик когенерационных ГТУ с впрыском пара.

Показано, что экономическая эффективность комбинированных систем определяется рядом факторов, главными из которых являются: размер инвестиций в создание децентрализованных источников электро- и теплоснабжения, условия финансирования строительства комбинированных ГТУ, вид используемого топлива, затраты на эксплуатацию, влияние оборудования на состояние окружающей среды, методы и средства обеспечения надежности систем электро- и теплоснабжения, режимы работы, климатические условия.

Следует подчеркнуть, что роль удельных капитальных затрат возрастает при умеренных и низких коэффициентах использования установленной мощности, то есть при недостаточной загрузке оборудования и резко переменных сезонных и суточных графиках энергопотребления, типичных для нашей страны и обострившихся из-за резкого падения промышленного производства.

Выполнено сравнение технико-экономических показателей исследуемой схемы ГТУ с впрыском пара и двухступенчатой утилизацией тепла с традиционными ГТУ, ГТУ–ТЭЦ, ПГУ. Когенерационные ГТУ с впрыском пара по совокупности теплотехнических характеристик и капитальных затрат обеспечивают более низкую стоимость производства электроэнергии в сравнении с бинарными установками, ГТУ и ГТУ–ТЭЦ и обеспечивают более быстрый возврат капитала. Рассмотрены сопоставимые характеристики этих установок, что позволяет в первом приближении оценить их экономическую эффективность.

Морозенко М.И.

кандидат технических наук,
доцент
КФ МГТУ им. Н.Э. Баумана

Литература

  1. Каталог газотурбинного оборудования. М., 2006. 240 c.
  2. Елисеев Ю.С., Беляев В.Е., Косой А.С., Синкевич М.В. ПГУ смешения: проблемы и перспективы // Газотурбинные технологии. 2006. № 2. С.18–20.
  3. Морозенко М.И., Землянский А.В., Григорьев В.Г. Исследование эффективности контактной когенерационной ГТУ // Материалы XII Всероссийской межвузовской научно-технической конференции "Газотурбинные комбинированные установки и двигатели". М., 2004. С. 32–34.
  4. Морозенко М.И. Экологические аспекты и водоподготовка контактных ГТУ когенерационного типа // Труды МГТУ им. Н.Э. Баумана: Юбилейный сборник статей. № 591. М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2005. C. 104–110.
  5. Морозенко М.И., Григорьев В.Г., Землянский А.В. Определение оптимальных размеров поверхности теплообмена конденсационных теплоутилизаторов когенерационных ГТУ// Математическое моделирование сложных технических систем: Сборник статей. М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2004. C. 56–60.
  6. Щуровский В.В. Применение показателя стоимости жизненного цикла ГТУ // Газотурбинные технологии. 2004. № 5. С. 30–31.
  7. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. М.: Экономика, 2000. 421 c.
  8. Стырикович М.А., Фаворский О.Н., Батенин В.М. Парогазовая установка с впрыском пара: возможности и оптимизация параметров цикла // Теплоэнергетика. 1995. № 10. С. 52–57.
  9. Фаворский О.Н., Батенин В.М., Зейгарник Ю.А. Комплексная парогазовая установка с впрыс-   ком пара и теплонасосной установкой (ПГУ МЭС-60) для АО "Мосэнерго" // Теплоэнергетика. 2001. № 9. С. 50–58.