Турбина тэц: Паротурбинные установки тепловых электростанций (ТЭС)

alexxlab

Проект парогазовой ТЭЦ с противодавленческими турбинами

Please use this identifier to cite or link to this item: http://earchive.tpu.ru/handle/11683/27659

Title: Проект парогазовой ТЭЦ с противодавленческими турбинами
Authors: Иванов, Михаил Николаевич
metadata.dc.contributor.advisor: Антонова, Александра Михайловна
Keywords: газовые турбины; паровые противадавленческие турбины; котел-утилизатор; тепло электро централь; расчет показателей ПГУ-ТЭЦ; gas turbines; steam turbines; The recovery boiler; electric central heat; calculation of cogeneration plant performance
Issue Date: 2016
Citation: Иванов М. Н. Проект парогазовой ТЭЦ с противодавленческими турбинами : дипломный проект / М. Н. Иванов ; Национальный исследовательский Томский политехнический университет (ТПУ), Энергетический институт (ЭНИН), Кафедра атомных и тепловых электростанций (АТЭС) ; науч.
рук. А. М. Антонова. — Томск, 2016.
Abstract: Дипломный проект 86страниц, 5рисунков, 10таблиц, 10 источников, 1 приложение, 7 листов графического материала, ТЕПЛОВАЯ СХЕМА, ПАРОГАЗОВАЯ УСТАНОВКА, КОТЕЛ-УТИЛИЗАТОР, ПАРОВАЯ ТУРБИНА СХЕМА КИП и А. Объектом исследования является парогазовый энергоблок. Цель работы – проект парогазового энергоблока. В процессе работы выполнен расчет тепловой схемы расчетный для проектирования отопления режим. режим, проектирование котла-утилизатора, технико-экономические расчеты. В результате выполнения работы показаны преимущества парогазового энергоблока на базе высокотемпературной газотурбинной установки SGT-800, проект позволяет повысить КПД энергоблока в сравнении с традиционными паросиловыми установками. Технико-экономические расчеты показали быструю окупаемость проекта и низкую себестоимость электроэнергии. Пояснительная записка выполнена в текстовом редакторе Microsoft Of- fice Word 2007, чертежи в графических редакторах Компас.

Graduation project 86stranits, 5risunkov, 10tablits 10 sources 1 annex, 7 sheets of graphic material, Thermal circuit, combined cycle gas turbine, heat recovery boiler, steam turbine and instrumentation A. SCHEME The object of the research is combined-cycle unit. Objective — combined cycle power project. In the process, calculated the thermal circuit current mode for heating design. mode, design recovery boiler, technical and economic calculations. As a result of the work shows the benefits of combined cycle gas turbine power on the basis of high-temperature gas turbine SGT-800 installation, the project improves the power efficiency compared to conventional steam power plants. Technical and economic calculations have shown a rapid return on the project and the low cost of electricity. The explanatory note is made in the text editor Microsoft Of- fice Word 2007 drawing in the graphic editors Compass.
URI: http://earchive.tpu.ru/handle/11683/27659
Appears in Collections:Выпускные квалификационные работы (ВКР)

Show full item record   Google Scholar

Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.

На ТЭЦ-22 в Подмосковье запущена самая мощная в мире теплофикационная турбина.

В мероприятии по вводу в эксплуатацию реконструированного энергоблока №9 в режиме телемоста принял участие Алексей Миллер.

Все основное оборудование энергоблока – турбина, котельный агрегат и генератор – произведено в России. Интеллектуальная система аналитики, получая информацию с датчиков турбины, может выявлять потенциальные неисправности и предупреждать о них задолго до появления.

Повышена надежность снабжения электрической и тепловой энергией прилегающих к ТЭЦ районов Москвы и Московской области, где ведется активное жилищное строительство. Создана возможность для подключения новых потребителей.

Сегодня в ходе оперативного совещания под руководством Председателя Правления ПАО «Газпром» Алексея Миллера в режиме телемоста введен в эксплуатацию после реконструкции энергоблок №9 ТЭЦ-22 ПАО «Мосэнерго» (входит в Группу «Газпром энергохолдинг»).

Все основное оборудование прошедшего реконструкцию энергоблока изготовлено в России. Так, вместо выработавшей ресурс паровой турбины типа Т-250 установлена турбина Т-295 – новейшая разработка отечественной конструкторской школы турбостроения, самая мощная в мире турбина по комбинированной выработке тепловой и электрической энергии для потребителей. 

Тепловая мощность Т-295 может достигать 372,9 Гкал/ч – на 13% больше, чем у Т-250. Электрическая мощность Т-295 в теплофикационном режиме (при одновременном производстве электрической и тепловой энергии) – до 295 МВт (больше на 18%), в конденсационном режиме (при производстве только электроэнергии) – до 335 МВт (больше на 11,7%).

Еще одна особенность Т-295 – впервые в российской практике использовано предустановленное оборудование для подключения к интеллектуальной системе аналитики и удаленного мониторинга. Получая информацию с датчиков турбины, система может выявлять потенциальные неисправности и предупреждать о них задолго до появления. Это дает возможность заранее планировать ремонты и предотвращать поломки.

Помимо этого, на энергоблоке, в частности, установлен новый котельный агрегат, приводящий в действие турбину и рассчитанный на сверхкритические параметры пара (565 градусов Цельсия), а также современный генератор с водородно-водяным охлаждением.

Управление энергоблоком осуществляется с помощью высокотехнологичной отечественной автоматизированной системы управления технологическими процессами. Система в полном объеме обеспечивает управляющие, информационные и сервисные функции, необходимые для надежной эксплуатации оборудования во всех рабочих режимах.

ТЭЦ-22 обеспечивает электрической и тепловой энергией юго-восточные районы Москвы, а также г. Дзержинский и большую часть населенных пунктов городского округа Люберцы Московской области. В прилегающих к ТЭЦ-22 районах ведется активное жилищное строительство. 

Реконструкция энергоблока №9 повысила надежность энергоснабжения существующих потребителей и создала возможности для подключения новых. После реконструкции мощности энергоблока достаточно для обеспечения теплом порядка 300-400 тыс. жителей. Кроме того, повышена энергоэффективность ТЭЦ за счет снижения удельного расхода топлива и улучшены экологические характеристики. 

Справка

Турбина Т-250 (производитель – «Уральский трубный завод») – легендарная турбина советского производства, разработана для теплоснабжения крупных городов СССР. Впервые была установлена на ТЭЦ-22. Турбины Т-250 изготавливались с начала 1970-х до 1992 года. 

ПАО «Мосэнерго» (Группа «Газпром энергохолдинг») является крупнейшим производителем тепла в мире. В составе ПАО «Мосэнерго» работают 15 электростанций. В частности, они поставляют свыше 50% электрической энергии, потребляемой в Московском регионе, и обеспечивают около 90% потребностей Москвы в тепловой энергии.

27.06.2022 г. /Управление информации ПАО «Газпром»/

Комбинированное производство тепла и электроэнергии (2022)

Последнее рассмотрение темы: Ноябрь 2022

Секторы: Downstream, Upstream

Категория: Производство электроэнергии и тепла , предполагает использование тепловой машины или энергосистемы для одновременной выработки электроэнергии и полезного тепла. ТЭЦ – это не отдельная технология, а интегрированная энергетическая система, которую можно модифицировать в зависимости от конечного использования энергии. Примером использования отработанного тепла является нагрев системы горячего масла, чтобы это тепло могло быть передано другим процессам на объекте. За счет рекуперации отработанного тепла когенерация тепла и электроэнергии обычно обеспечивает эффективную электрическую эффективность от 50% до 70% [Ссылка 1] — значительное улучшение по сравнению со средней эффективностью 33% электростанций простого цикла.

Эффективный электрический КПД рассчитывается путем деления полезной электрической мощности ТЭЦ на дополнительное топливо, потребляемое системой ТЭЦ сверх того, что было бы использовано котлом для производства тепловой мощности системы ТЭЦ.

Система ТЭЦ потребляет примерно на 20–40 % меньше топлива по сравнению с количеством электроэнергии, производимой газовой турбиной открытого цикла, и количеством тепла, производимым автономным котлом или системой горячего масла.

Описание технологии


Упрощенные примеры конфигураций системы показаны на рисунках 1 и 2. Кроме того, возможно множество других конфигураций, например, конденсационная турбина для выработки электроэнергии или механический привод для компрессора с отбором пара для получения тепла. к процессу и т. д.

Рисунок 1: Газовая турбина или двигатель с рекуперационной установкой

Рисунок 2: Котел с паровой турбиной

Ссылки на рисунки 1 и 2 можно найти на веб-сайте Партнерства по комбинированному производству тепла и электроэнергии страницы Агентства по охране окружающей среды США [Ссылка 2].

Газовые турбины или поршневые двигатели с блоком рекуперации тепла

На рисунке 1 в системах ТЭЦ с поршневым двигателем и газовой турбиной топливо сжигается для выработки электроэнергии, а затем используется блок рекуперации тепла для улавливания отработанного тепла из выхлопного потока системы сгорания.

Это тепло преобразуется в полезную тепловую энергию в виде пара, горячей воды или другого жидкого теплоносителя. ТЭЦ могут включать газовые турбины или газовые/дизельные двигатели.

Однако газовые турбины более распространены для крупных ТЭЦ, требующих одновременно значительных объемов электроэнергии/мощности привода и тепла.

ТЭЦ улавливает часть отработанного тепла для отопления вместо того, чтобы высвобождать тепло с дымовыми газами из системы производства электроэнергии. Отработанное тепло выхлопных газов обычных газовых турбин можно использовать для нагревания или выработки электроэнергии с помощью паровых турбин. Дополнительную информацию об использовании тепла для выработки электроэнергии см. в разделе Газовые турбины с комбинированным циклом. Для всех объектов, как наземных, так и морских, важно анализировать потребность в электроэнергии вместе с потребностью в тепле на протяжении всего процесса — см. Информационный лист анализа защемления.

На большинстве установок/заводов (как на суше, так и на море) часто возникает потребность в тепловой энергии. Обычно выхлопные газы газовой турбины используются в качестве тепла – решение, которое одновременно является энергоэффективным и экономичным, если требуемая потребность в тепле хорошо соответствует рекуперируемому отходящему теплу. Если потребность в тепле невелика, может быть трудно использовать все тепло, которое возможно рекуперировать. В качестве альтернативы может быть более энергоэффективно использовать высокотемпературный выхлопной газ для производства дополнительной энергии (например, в комбинированном цикле), чем использовать его для технологического нагрева. Тем не менее, это может увеличить капитальные затраты на использование выхлопных газов для производства новой энергии, а не на их использование для производства тепла.

Для выбора оптимального варианта требуется целостный анализ. Комбинация тепла и электроэнергии (интеграция тепла) может обеспечить до 90% (или более) потребности в тепле для морских установок, когда энергия рекуперируется из выхлопных газов газовых турбин и других горячих технологических потоков. Потребность в отоплении будет варьироваться для различных установок и заводов с течением времени. На новых электростанциях обычно используется отработанное тепло от производства электроэнергии, что приводит к снижению общих энергетических потребностей от сжигания топлива (поскольку рекуперация отходящего тепла снижает потребность во внешнем подводе тепла помимо топлива, которое уже потребляется газовой турбиной) и, таким образом, как правило, более низкие выбросы. Газовая турбина с электрической эквивалентной мощностью 30 МВт (морской пример), оснащенная установкой утилизации отходящего тепла (WHRU), может обеспечивать теплопроизводительность 35 МВт.

Кроме того, WHRU также могут быть установлены на существующих турбинах для рекуперации отработанного тепла, потенциально уменьшая или устраняя потребность в электрических, газовых или жидкотопливных нагревателях и котлах, что значительно снижает общее потребление энергии для отопления.

Котел с паровой турбиной

В отличие от систем ТЭЦ с газовыми турбинами и поршневыми двигателями, в которых тепло является побочным продуктом производства электроэнергии, на рис. ). Пар вырабатывается при более высоком давлении, чтобы использовать эффективное производство пара и столь же эффективное извлечение энтальпии из пара в паровых турбинах для выработки электроэнергии. Однако пар необходим при относительно низком давлении, когда он используется для подвода тепла к процессам. В нефтяной и газовой промышленности (вверх по течению) паровые турбины менее распространены, чем газовые турбины или поршневые двигатели с установками рекуперации тепла. Паротурбинные установки обычно существуют в тяжелой промышленности, в которой используются высокотемпературные печи.

Котел-утилизатор утилизирует отработанное тепло производственного процесса нагрева, и отработанное тепло используется для производства пара, который приводит в действие паровую турбину для производства электроэнергии. Поскольку в производственном процессе сначала сжигается топливо, для производства электроэнергии не требуется дополнительное топливо. В качестве альтернативы, если на объекте нет отработанного тепла, можно использовать котел, работающий на топливе, для производства пара высокого давления, необходимого для привода паровой турбины для выработки электроэнергии и обеспечения пара для нужд отопления. Важно проанализировать потребность в электроэнергии, совпадающую потребность в тепле и поток тепла в производственном процессе (см. Информационный лист анализа пинча).

ТЭЦ объединяет производство электроэнергии и тепла для повышения общей эффективности предприятия. Ряд конфигураций используется во многих отраслях промышленности, и оптимальная конструкция и работа зависят от требований к электричеству и теплу.

Зрелость технологии

Есть в продаже? Да
Жизнеспособность на шельфе: Да

Модернизация существующего месторождения?:

Да,

года.

Область применения: Технологические установки с потреблением энергии и тепла
КПД: Эффективный электрический КПД 50–70 %0022 60–80% Общая эффективность системы CHP
Руководящие затраты на капитал: USD 5–200+ миллион, в зависимости от размера завода

Энергетические показатели.
Эффективный электрический КПД

Ориентировочные эксплуатационные расходы

Меньший расход топлива, экономия эксплуатационных расходов и сокращение выбросов парниковых газов (ПГ)

Описание типового объема работ:

Для новых установок, как наземных, так и морских, важно проанализировать потребность в электроэнергии, потребность в тепле и поток тепла в ходе производственного процесса. На основе этих анализов может быть выбрано оптимальное решение для минимизации затрат на электроэнергию.

Для существующих установок с электрическими, жидкотопливными или газовыми нагревателями необходимо проанализировать потребление энергии от этих нагревателей. Затем инженеры-технологи, механики и электрики могут планировать замену или модернизацию старых нагревателей прямого нагрева с помощью WHRU на существующей турбине или выхлопе двигателя. Такие модификации могут быть дорогостоящими на некоторых заводах, и перед принятием решения о замене старых нагревателей следует провести анализ капитальных затрат на модификацию, экономию эксплуатационных расходов за счет использования меньшего количества энергии/топлива и сокращение выбросов парниковых газов.

Факторы принятия решений

Технический След: размер, вес, площадь, необходимая для интеграции существующих месторождений; транспортировка отработанного тепла, трубопроводы, врезки, останов, структурные
Эксплуатационные Обучение операторов, эксплуатационная сложность, надежность, ремонтопригодность
Коммерческие 7 9 9 Экономия энергии и топлива0065 Экология Более высокая эффективность когенерации повышает энергоэффективность, повышение энергоэффективности снижает потребление топлива, а снижение потребления топлива снижает выбросы в атмосферу парниковых газов, оксидов азота, диоксида серы, ртути и твердых частиц

Альтернативные технологии

4

4 Производство электроэнергии

  • Газовые турбины открытого цикла
  • Возобновляемые источники энергии (ветер, солнечная фотоэлектрическая энергия и т. д.)

Тепловой генерация

  • Нагреватели (зажигание, электричество и т. Д.)
  • Солнечная терма

  • Комбинированный цикл
  • 222. Органический цикл 9022. представляет собой системное решение, объединяющее выработку тепла и электроэнергии, необходимо понимать ряд рабочих сценариев и учитывать их при проектировании. Дополнительная операционная гибкость может потребовать включения дополнительного объема (оборудования) и увеличения затрат или ограниченных преимуществ эффективности. Обратитесь к теме «Газовые турбины открытого цикла», чтобы узнать об эксплуатационных проблемах газовых турбин.

    Промышленные тематические исследования

    Следующие тематические исследования включают модернизацию ТЭЦ на существующем морском месторождении, оценку ТЭЦ на новом морском месторождении, оценку существующего наземного месторождения ТЭЦ и внедрение ТЭЦ на нефтехимическом предприятии. Все тематические исследования показывают исторические затраты на момент выполнения проекта или исследования и должны быть обобщены.

    Практический пример 1: Платформа природного газа в Юго-Восточной Азии

    Основные данные и ценообразование помещений

    On-stream factor: 8500 hours/year
    Fuel source: natural gas

    Fuel cost:

    		USD 8.0 $/ M BTU Более низкая стоимость отопления

    Стоимость выбросов:

    		USD 25,0 $/ Тонны углекислого газа (T CO 2 )

    .0069

    		 0,059 т CO 2 / мега БТЕ низшая теплотворная способность

    Базовый вариант (ранее) подвод тепла к технологическому оборудованию от нагревателей, работающих на природном газе.

    Средняя нагрузка газотурбинных генераторов: 9,5 МВт электрическая (МВт e )
    Average fuel demand of the gas turbine generators: 29. 6 megawatts thermal (MW th )

    Gas turbine exhaust temperature:

    		470°C

    ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБОЖАТЕЛЬСТВО Обогрев:

    		Не указано

    Спрос наоборот.0002 Вмешательство/модификация

    Установка WHRU в задней части газотурбинных генераторов в конфигурации ТЭЦ для рекуперации отработанного тепла в теплоноситель, распределения рекуперированного тепла на технологическое оборудование и обеспечения работы текущих огневых нагревателей устаревший.

    Стоимость оборудования для новых WHRU: 1,5 миллиона долларов США
    Стоимость установки, включая распределительную инфраструктуру: 5,0 млн долларов США

    Оптимизированный вариант (ситуация после)

    Средняя нагрузка и средний расход топлива ГТГ в ситуации после остаются равными ситуации до. Эксплуатация пламенных нагревателей устарела. Экономия топлива была оценена на основе следующего:

    Температура выхлопа WHRU: 110°C
    Доступная тепловая нагрузка от WHRU: 15,7 МВт TH
    Эффективность нагревателя. 80%

    . предполагаемый КПД нагревателя.

    Экономия топливного газа: 570 000 мега БТЕ/год
    4,56 млн долл. США/год

    CO 29 сокращение выбросов рассчитывается исходя из экономии топливного газа.

    CO 2 Снижение выбросов: 33,6 килограммы /год
    0,84 M $ /Год

    Экономика 9002

    9000 9000

    . КПД огневого нагревателя. Простое время окупаемости определяется требуемыми капитальными затратами и выгодами от экономии топливного газа, включая и исключая затраты на выбросы CO2.

    Simple pay-out (including CO2 emission cost): 0.9 y
    Simple pay-out time (excluding CO2 emission cost): 1.1 years

    Case исследование 1: Платформа природного газа в Юго-Восточной Азии

    Базовые данные и ценовые условия

    0606579 Источник топлива:
    Коэффициент эксплуатации: 8500 часов/год Природный газ

    Стоимость топлива:

    		USD 8,0 $/ M BTU ниже. Диоксид (T CO 2 )

    Коэффициент выброса топлива:

    		0,059 T CO 2 / MEGA BTU ниже. 0022

    Существующая морская производственная платформа в Юго-Восточной Азии с двумя газотурбинными генераторами мощностью 10 МВт, установленными для выработки электроэнергии и подвода тепла к технологическому оборудованию, питаемому нагревателями, работающими на природном газе.

    Средняя нагрузка генераторов газовых турбин: 9,5 Мегаватт Электрический (MW E )
    Средний спрос на газовый турбин Generators: 66666666666666666666666666666.0298 th )

    Gas turbine exhaust temperature:

    		470°C

    Fired heater duty:

    		not stated

    Fired heater fuel demand:

    		не указано

    Вмешательство/модификация

    Установка WHRU в задней части газотурбинных генераторов в конфигурации ТЭЦ для рекуперации отработанного тепла в теплоноситель, распределения рекуперированного тепла на технологическое оборудование , и вывести из эксплуатации нынешние пламенные нагреватели.

    Equipment cost for new WHRUs: USD 1.5 million
    Installed cost, including distribution infrastructure: USD 5.0 ​​million

    Optimized case (situation after)

    Средняя нагрузка и средний расход топлива газотурбинных генераторов в ситуации после остаются такими же, как в предыдущей ситуации. Эксплуатация пламенных нагревателей устарела. Экономия топлива оценивалась на основе следующего:

    WHRU exhaust temperature: 110°C
    Available thermal duty from WHRU: 15.7 MW th
    Fired heater efficiency: 80%

    Экономия топлива и сокращение выбросов двуокиси углерода

    Экономия топливного газа рассчитывается обратно, исходя из режима работы WHRU и предполагаемой эффективности нагревателя на огне.

    9
    4,56 млн. долл. США/год

    CO 2 Снижение выбросов: 33,6 килограммы /год
    0,84 M $ /Год

    Экономика 9002

    9000 9000

    . КПД огневого нагревателя. Простое время окупаемости определяется требуемыми капитальными затратами и выгодами от экономии топливного газа, включая и исключая затраты на выбросы CO2.

    Простая выплата (включая стоимость выбросов CO2): 0,9 y
    Простые время выплаты (без учета выбросов CO2): 1,119 1111111111111111111111111111111111111111111111111111111111111111111111111111111111111111119н. Пример 3: Завод по переработке и сжатию природного газа, Латинская Америка

    Базовые данные и ценообразование

    Фактор эксплуатации: 8500 часов в год
    Fuel source: natural gas
    Fuel cost: 1. 5 $/M BTU LHV
    Emission cost: USD 25.0 $/ t CO 2
    Коэффициент выброса топлива: 0,066 T CO 2 / MEGA BTU LHV

    Базовый корпус (ситуация до)

    . центробежные компрессоры с турбинным приводом и подвод тепла к технологическому оборудованию, питаемый нагревателями, работающими на природном газе.

    Average gas turbine power absorbed (at coupling): 25.7 MW e
    Average fuel demand of the gas turbine: 90.5 MW th
    Температура выхлопа газовой турбины: 478°C
    Мощность нагревателя: 15,8 МВт0004 17,8 МВт th

    Вмешательство/модификация

    Установка двух WHRU в задней части двух компрессоров с газотурбинным приводом для рекуперации тепла в конфигурации ТЭЦ , распределите рекуперированное тепло на технологическое оборудование и избегайте установки и эксплуатации двухконтурных нагревателей.

    Стоимость оборудования для новых WHRU (каждого): 1,4 M$
    Установленная стоимость 2-х WHRU, включая инфраструктуру: 6.2 M$

    Оптимизированный вариант (ситуация после) ситуация после остается равной ситуации до. Эксплуатация пламенных нагревателей устарела. Экономия топлива была оценена на основе следующего:

    Температура выхлопных газов WHRU: 313 ° C
    Доступная тепловая служба от WHRU: 15,8 МВт TH
    . СОВЕРИНСКИЙ УЧЕТ. сокращение выбросов

    Экономия топливного газа рассчитывается задним числом, исходя из режима работы WHRU и предполагаемой эффективности нагревателя на огне.

    Экономия топливного газа на WHRU: 503 832 мега БТЕ/год
    0,78 М$/год

    CO 2 сокращение выбросов рассчитывается на основе экономии топливного газа.

    CO 2 Снижение выбросов на WHRU: 30,7 килограмма /год
    0,77 м. выгоды от экономии топливного газа, включая и исключая стоимость CO 2 выбросов.

    Простая выплата (включая CO 2 Стоимость выбросов): 2,0 Годы
    Простая выплата (без учета CO 2 . Эмиссия.

    Практический пример 4: Нефтехимический завод (полимер), Европа

    Рисунок 3: Нефтехимический завод – теплоэнергетическое оборудование

    Основные данные и предпосылки ценообразования

    2

    Базовый вариант (предыдущая ситуация)

    Существующий полимерный завод с семью паровыми котлами, максимальная производительность пара которых составляет 3 × 12 тонн/час, 1 × 20 тонн/час, 1 × 25 тонн/час и 1 × 40 тонн/час.

    On-stream factor: 8500 hours/year
    Fuel source: natural gas
    Fuel cost: not stated
    Стоимость выбросов: не указано
    Коэффициент выбросов топлива: 2350 кг CO 2 / тонна нефтяного эквивалента (т. н.э.)
    Обогрев Обогрев.0005

    Монтаж ТЭЦ с газовой турбиной мощностью 15 МВт взамен котлов 3 × 12 т/час.

    Капитальные затраты (стоимость оборудования для когенерации, стоимость установки, включая распределительную инфраструктуру): 16 миллионов евро

    Когенерация снижает эксплуатационные расходы на пар и электроэнергию.

    Базовая нагрузка (газовая турбина): 14,7 МВтэ – 28 тонн/час (только пар от газовой турбины)
    после стрельбы (паровой генератор восстановления тепла): 28–59,6 тонны/час (с дополнительным стрельбой)
    Свежий воздух.

    Общая тепловая эффективность когенерации: 84,55% при полной нагрузке
    77,28% при базовой нагрузке

    Экономия топлива и сокращение выбросов углекислого газа

    Primary fuel gas savings (electricity and steam) >11 ktoe/year
    CO2 emission reduction: 27 kilo tonnes / year

    Economics

    Экономика (включая правило зеленого сертификата)

    Глобальная экономия выбросов CO2 по сравнению с газовой турбиной комбинированного цикла с эффективностью 55 %: 12 300 т CO 2

    Экономия затрат на электроэнергию, соответствующая мощности 14 МВт.

    Время простой выплаты (включая выбросы CO2 / зеленые сертификаты): 5,5 лет

    Ссылки

      /
    1. . -chp-efficiency (по состоянию на 27 июля 2022 г.).
    2. http://www.epa.gov/chp (по состоянию на 27 июля 2022 г.).

    4.3 Газовые турбины — пониманиеCHP.com

    Основными загрязняющими веществами от газовых турбин являются оксиды азота (NOx), монооксид углерода (CO) и летучие органические соединения (ЛОС). Другие загрязняющие вещества, такие как оксиды серы (SOx) и твердые частицы (PM), в первую очередь зависят от используемого топлива. Содержание серы в топливе определяет выбросы соединений серы, прежде всего SO2. Газовые турбины, работающие на десульфированном природном газе или дистиллятном масле, выделяют относительно незначительные уровни SOx. Как правило, выбросы SOx выше, когда в турбине сжигается мазут. Таким образом, контроль за выбросами SOx является вопросом покупки топлива, а не вопросом технологии газовых турбин. Твердые частицы являются незначительным загрязняющим веществом для газовых турбин, работающих на жидком топливе. Зола и металлические присадки в топливе могут способствовать образованию твердых частиц в выхлопных газах.

    Важно отметить, что рабочая нагрузка газовой турбины оказывает значительное влияние на уровни выбросов основных загрязнителей NOx, CO и ЛОС. Газовые турбины обычно работают при высоких нагрузках. Следовательно, газовые турбины предназначены для достижения максимальной эффективности и оптимальных условий сгорания при высоких нагрузках. Одновременный контроль всех загрязняющих веществ при всех режимах нагрузки затруднен. При более высоких нагрузках происходят более высокие выбросы NOx из-за пиковых температур пламени. При более низких нагрузках происходит более низкая тепловая эффективность и более неполное сгорание, что приводит к более высоким выбросам CO и ЛОС. См. предыдущее обсуждение образования NOx в (раздел 4.2.3).

    В последнее десятилетие усилия по контролю за выбросами NOx в турбинах и усовершенствованиям процесса сгорания были направлены на снижение температуры горячих точек пламени за счет использования бедных топливно-воздушных смесей и сжигания предварительно смешанного топлива. Горение на обедненной смеси снижает соотношение топливо/воздух в зонах, где происходит образование NOx, так что пиковая температура пламени становится меньше, чем стехиометрическая адиабатическая температура пламени, тем самым подавляя термическое образование NOx.

    При сгорании на обедненной смеси (DLN/DLE) газообразное топливо и сжатый воздух предварительно смешиваются таким образом, чтобы не было локальных зон высоких температур или «горячих точек», где могли бы образовываться высокие уровни NOx. Сжигание предварительно смешанной смеси требует специальной конструкции смесительных камер и зон входа смеси, чтобы избежать обратного воспламенения пламени. Оптимизированное применение сжигания DLN требует комплексного подхода к конструкции камеры сгорания и турбины. Камера сгорания DLN становится неотъемлемой частью конструкции турбины, и для каждого применения турбины необходимо разрабатывать специальные конструкции камеры сгорания. В то время как уровень NOx составляет всего 9были достигнуты при сжигании обедненной смеси с предварительным смешиванием.

    Лишь немногие турбины, оборудованные DLN, достигли уровня практической работы при таком уровне выбросов, необходимом для коммерциализации – способность поддерживать 9 частей на миллион в широком рабочем диапазоне от полной мощности до минимальной нагрузки. Одна из проблем заключается в том, что пилотное пламя, представляющее собой небольшое диффузионное пламя и являющееся источником NOx, обычно используется для непрерывного внутреннего воспламенения и стабильности в камерах сгорания DLN и затрудняет поддержание полного результирующего сокращения NOx9.0022 по всему диапазону динамического диапазона.

    Шум также может быть проблемой в камерах сгорания с предварительным смешиванием обедненной смеси, поскольку акустические волны формируются из-за нестабильности горения при воспламенении предварительного смешения топлива и воздуха. Этот шум также проявляется в виде волн давления, которые могут повредить стенки камеры сгорания и ускорить необходимость замены камеры сгорания, тем самым увеличивая затраты на техническое обслуживание и снижая эксплуатационную готовность установки.

    Все ведущие производители газовых турбин используют камеры сгорания DLN по крайней мере в некоторых частях своих производственных линий. Производители турбин обычно гарантируют выбросы NOx от 15 до 42 частей на миллион при использовании этой технологии. Выбросы NOx при сжигании дистиллятного масла обычно гарантируются на уровне 42 частей на миллион с DLN и/или в сочетании с впрыском воды. Некоторые модели (в основном, мощностью более 40 МВт) имеют камеры сгорания, способные работать на 9частей на миллион (при сжигании природного газа) в пределах ожидаемого рабочего диапазона.

    Разработка готовых к продаже моделей турбин, оборудованных DLN, является дорогостоящим мероприятием из-за эксплуатационных трудностей, связанных с обеспечением надежной работы газовых турбин в широком диапазоне мощностей. Таким образом, выбор времени для применения DLN к нескольким линейкам турбин зависит от рыночных приоритетов и ограниченности ресурсов. Производители газовых турбин изначально разрабатывают камеры сгорания DLN для моделей газовых турбин, для которых они ожидают наибольших рыночных возможностей. С течением времени и накоплением опыта технология распространяется на дополнительные модели газовых турбин.

    В настоящее время основным методом контроля выбросов NOx после сгорания является селективное каталитическое восстановление (SCR). Аммиак впрыскивается в дымовой газ и реагирует с NOx в присутствии катализатора с образованием N2 и H3O. Система SCR расположена на пути выхлопа, обычно внутри котла-утилизатора, где температура выхлопных газов соответствует рабочей температуре катализатора. Рабочая температура обычных систем SCR находится в диапазоне от 400 до 800°F. Стоимость обычных систем SCR со временем значительно снизилась — основной движущей силой стали инновации в области катализаторов, что привело к сокращению объема и стоимости катализатора на 20% без изменения производительности. .

    Низкотемпературный СКВ, работающий в диапазоне температур от 300 до 400 °F, был запущен в коммерческую эксплуатацию в 1995 г. и в настоящее время используется примерно на двадцати газовых турбинах. Низкотемпературный СКВ идеально подходит для модернизации, когда он может быть расположен после котла-утилизатора, что позволяет избежать потенциально дорогостоящей модернизации котла-утилизатора для размещения катализатора в более горячей зоне котла-утилизатора.

    Высокотемпературные установки SCR, работающие в диапазоне температур от 800 до 1100°F, в последние годы значительно расширились. Высокая рабочая температура позволяет размещать катализатор непосредственно за выпускным фланцем турбины. Высокотемпературная СКВ также используется на газовых турбинах простого цикла с пиковой мощностью и базовой нагрузкой, где нет котлов-утилизаторов.

    SCR уменьшает от 80 до 90% NOx в выхлопе газовой турбины, в зависимости от степени однородности химических условий в выхлопе. При последовательном использовании с впрыском воды/пара или сжиганием DLN СКВ может привести к низким уровням NOx, выраженным однозначной цифрой (от 2 до 5 частей на миллион).

    Системы SCR являются дорогостоящими и существенно влияют на экономическую целесообразность небольших проектов газовых турбин.

    No related posts.

    Добавить комментарий

    Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *