Энергосбережение в газовой промышленности
Опытно-промышленная газотурбинная расширительная станция (ГТРС) на Среднеуральской ГРЭС
Транспортировка природного газа по магистральным газопроводам на большие расстояния осуществляется под давлением, достигающим после подкачивающих станций 7,0-7,5 МПа. По традиционной схеме для использования природного газа на тепловых электростанциях требуется значительно снизить его давление на участке от магистральных газовых сетей до горелок котла, для чего предусматриваются две ступени редуцирования газа: 1-я ступень — размещаемые на ответвлении от газовой магистрали газораспределительные станции (ГРС), где давление газа снижается до 1,2 МПа, 2-я ступень — расположенные на промплощадке ТЭС газорегуляторные пункты (ГРП), где давление газа снижается с 1,2 МПа до требуемого по условиям работы котлов уровня.
Технологической схемой ГТРС на Среднеуральской ГРЭС (рис. 68) предусматривается возможность параллельной работы газовой турбины [15] и традиционного газораспределительного пункта (ГРП). Полный расход газа на турбину составляет 210×103 м3/ч, остальная часть газа подается к котлам через встроенный в здание ГТРС ГРП. Последний состоит из четырех ниток, каждая из которых рассчитана на редуцирование газа по одноступенчатой схеме, причем три нитки (Ду = 250 мм) рассчитаны на полный расход каждая, а одна (Ду = 150 мм) — на 30%-ную нагрузку (70×103 м3/ч) и является растопочной.
Рис. 68. Технологическая схема ГТРС:
1 — расширительная
турбина; 2 — подогреватели газа; 3 - ГРП;
4 — циркуляционный насос; 5 — экономайзер
При параллельной работе турбины и ГРП одна из его основных ниток (заранее выбранная) работает в безрасходном «следящем» режиме. В случае внезапного останова турбины поток газа переключается полностью на ГРП и эта резервная нитка переводится на работу в расходном режиме. При этом ГРП обеспечивает редуцирование всего расхода газа, поступающего на промплощадку.
Турбина типа ТГУ-11 Уральского турбомоторного завода является высокооборотной бескомпрессорной машиной осевого типа, в которой энергия природного газа, выделяющаяся при его дросселировании, преобразуется в механическую, используемую для выработки электроэнергии.
Ниже приведены основные параметры турбины и основные технико-экономических показателей ГТРС.
Номинальное давление газа, МПа:
перед турбиной …………………………1,1
после турбины…………………………….0,17
Температура газа, °С:
перед турбиной……………………………135
после турбины…………………………….17
Частота вращения ротора, об/мин…………………….3000
КПД (с учетом потерь на стопорных
и регулирующих клапанах), %.......................................85
Электрическая мощность, МВт……………………….11,5
Годовая выработка электроэнергии, тыс. кВт×ч………92299
Расход электроэнергии на собственные нужды, %......1,3
Срок окупаемости, лет…………………………………6,2
Таким
образом, изложенный комплексный подход к формированию цен на основные виды топлива
на внутреннем рынке России позволяет решить две задачи:
за счет динамичных
таможенных пошлин ослабить зависимость внутренних цен от уровня экспортных цен,
то есть обеспечить в определенной мере относительное их постоянство, что должно
положительно отразиться на стабилизации всей национальной экономики;
обеспечить
самофинансирование инвестиций в развитие топливных отраслей.
Рассмотрим теперь
на основе изложенных выше принципов самофинансирования развития отраслей ТЭК динамику
экономических показателей атомной энергетики и электроэнергетики в целом.
Как
видно из баланса потребления и производства электроэнергии (табл.2), атомными
электростанциями России (АЭС) в 2000 году было произведено 128.9 млрд. кВт.ч электроэнергии
и, кроме того, отпущено 2.84 млн. Гкал теплоэнергии.
Министерством по атомной
энергии планируется дальнейшее развитие атомной энергетики в трех направлениях:
во-первых - доведение коэффициента использования установленной мощности АЭС (КИУМ)
с фактических 69.3% до 85%, во-вторых - техническое перевооружение, реконструкция,
повышение безопасности и продление ресурса эксплуатации действующих энергоблоков
1-го и 2-го поколения, в третьих - увеличение мощности АЭС на 4.85 млн. кВт за
счет завершения ввода энергоблоков со значительными строительными заделами (3.04
млн. кВт.ч) и строительства новых АЭС с вводом на них к 2010 г. мощностей 1.8
млн. кВт. В результате этих мер установленная мощность АЭС должна достигнуть к
2010 году 26.1 млн. кВт с выработкой электроэнергии 194-195 млрд. кВт.ч и отпуском
тепловой энергии порядка 6 млн. Гкал.
