Оценка технико-экономической эффективности модернизации ГТУ-ТЭС с использованием парогазовой технологии

Содержание

 

Введение

Парогазовые установки

Оценка технико-экономической эффективности модернизации ГТУ-ТЭС с использованием парогазовой технологии

Экономическая целесообразность форсированного внедрения ПТУ и ГТУ при обновлении тепловых электростанций

Комплексный подход к строительству и реконструкции электростанций с применением ПУ и ПГУ

Отработка технических решений на собственных электростанциях – залог надежной работы оборудования у заказчика

Конденсационная парогазовая электростанция для надежного энергоснабжения промышленных потребителей

Реконструкция паротурбинных электростанций - эффективный путь перевооружения энергетики

Опыт эксплуатации газопаротурбинной установки ГПУ-16К с впрыском пара Теплофикационные парогазовые установки для замены устаревшего оборудования ТЭЦ ОАО «Ленэнерго»

Повышение эксплуатационных характеристик энергетических установок

Сравнение паросилового блока с Т-265 и энергоблока с двумя ПГУ-170Т

Масштабы внедрения ПГУ и ГТУ в среднесрочной перспективе

 

Введение

 

В любой стране энергетика является базовой отраслью экономики, стратегически важной для государства. От её состояния и развития зависят соответствующие темпы роста других отраслей хозяйства, стабильность их работы и энерговооруженность. Энергетика создает предпосылки для применения новых технологий, обеспечивает наряду с другими факторами современный уровень жизни населения. На независимости страны от внешних, импортируемых энергоресурсов, также как и на развитом оборонном вооруженном комплексе основывается высокая позиция государства на международной политической арене.

В промышленности электрическая энергия из тепловой получается путем промежуточного преобразования её в механическую работу. Превращение тепла в электричество с достаточно высоким кпд без промежуточного преобразования его в механическую работу было бы крупным шагом вперёд. Тогда отпала бы надобность в тепловых электростанциях, использовании на них тепловых двигателей, которые имеют относительно низкий кпд, весьма сложны и требуют довольно квалифицированного ухода при эксплуатации. Современная техника пока не позволяет создать более или менее мощные установки для получения электричества непосредственно из тепла. Все установки такого типа пока могут работать или только кратковременно, или при крайне малых мощностях, или при низких кпд, или зависят от временных факторов, таких как погодные условия, время суток, и т.п. В любом случае они не могут гарантировать достаточную стабильность в энергоснабжении страны.

Поэтому на тепловых электростанциях нельзя обойтись без тепловых двигателей. Перспективное направлении развития энергетики связано с газотурбинными (ГТУ) и парогазовыми (ПГУ) энергетическими установками тепловых электростанций. Эти установки имеют особые конструкции основного и вспомогательного оборудования, режимы работы и управление. ПГУ на природном газе – единственные энергетические установки, которые в конденсационном режиме работы отпускают электроэнергию с электрическим кпд более 58% .

В энергетике реализован ряд тепловых схем ПГУ, имеющих свои особенности и различия в технологическом процессе. Происходит постоянная оптимизация как самих схем, так и улучшение технических характеристик её узлов и элементов. Основными показателями, характеризующими качество работы энергетической установки, являются её производительность (или кпд) и надёжность.

В этой работе особое внимание уделяется практической стороне вопроса, т.е. на сколько выгодно с экономической и экологической точки зрения использование ПГУ в энергетике.

 

Парогазовые установки (ГОСТ 27240-87)

 

Парогазовые установки (в англоязычном мире используется название combined-cycle power plant) — сравнительно новый тип генерирующих станций, работающих на газе или на жидком топливе. Принцип работы самой экономичной и распространенной классической схемы таков. Устройство состоит из двух блоков: газотурбинной (ГТУ) и паросиловой (ПС) установок. В ГТУ вращение вала турбины обеспечивается образовавшимися в результате сжигания природного газа, мазута или солярки продуктами горения — газами. Образовавшиеся в камере сгорания газотурбинной установки продукты горения вращают ротор турбины, а та, в свою очередь, крутит вал первого генератора.

В первом, газотурбинном, цикле КПД редко превышает 38%. Отработавшие в ГТУ, но все еще сохраняющие высокую температуру продукты горения поступают в так называемый котел-утилизатор. Там они нагревают пар до температуры и давления (500 градусов по Цельсию и 80 атмосфер), достаточных для работы паровой турбины, к которой подсоединен еще один генератор. Во втором, паросиловом, цикле используется еще около 20% энергии сгоревшего топлива. В сумме КПД всей установки оказывается около 58%. Существуют и некоторые другие типы комбинированных ПГУ, но погоды в современной энергетике они не делают. Как правило, такие системы используются генерирующими компаниями в случае, когда необходимо максимизировать производство электрической энергии. Когенерация в этом случае играет подчиненную роль и обеспечивается за счет отвода части тепла из паровой турбины. Паровые энергоблоки хорошо освоены. Они надежны и долговечны. Их единичная мощность достигает 800-1200 МВт, а коэффициент полезного действия (КПД), представляющий собой отношение произведенной электроэнергии к теплотворности использованного топлива, составляет до 40-41%, а на наиболее совершенных электростанциях за рубежом - 45-48%.  Также уже длительное время в энергетике используются газотурбинные установки (ГТУ). Это двигатель совершенно иного типа. В ГТУ атмосферный воздух сжимается до 15-20 атмосфер, в нем топливо сжигается с образованием высокотемпературных (1200-1500 °С) продуктов сгорания, которые расширяются в турбине до атмосферного давления. Вследствие более высокой температуры турбина развивает примерно вдвое большую мощность, чем необходимо для вращения компрессора. Избыток ее используется для привода электрического генератора. За рубежом эксплуатируются ГТУ единичной мощностью 260-280 МВт с КПД 36-38%. Температура отработавших в них газов составляет 550-620 °С.  Вследствие принципиальной простоты цикла и схемы стоимость газотурбинных установок существенно ниже, чем паровых. Они занимают меньше места, не нуждаются в охлаждении водой, быстро запускаются и изменяют режимы работы. ГТУ легче обслуживать и полностью автоматизировать.

Так как рабочей средой газовых турбин являются продукты сгорания, сохранять работоспособность деталей, которые омываются ими, можно, только используя чистые виды топлива: природный газ или жидкие дистилляты

ГТУ быстро развиваются, с повышением параметров, единичной мощности и КПД. За рубежом они освоены и эксплуатируются с такими же показателями надежности, как и паровые энергоблоки.

Разумеется, тепло отработавших в ГТУ газов может быть использовано. Проще всего это сделать путем подогрева воды для отопления или выработки технологического пара. Количество произведенного тепла оказывается несколько больше, чем количество электроэнергии, а общий коэффициент использования тепла топлива может достигать 85-90%.

Есть и другая, еще более привлекательная, возможность заставить это тепло работать. Из термодинамики известно, что КПД наиболее совершенного цикла теплового двигателя (его придумал Карно почти 200 лет назад) пропорционально отношению температур подвода и отвода тепла. В ГТУ подвод тепла происходит в процессе сгорания. Температура образующихся продуктов, которые являются рабочей средой турбин, не ограничивается стенкой (как в котле), через которую необходимо передавать тепло, и может быть существенно выше. Освоено охлаждение омываемых горячими газами деталей, позволяющее поддерживать их температуры на допустимом уровне.

В паровых энергоустановках температура перегретого пара не может превышать допустимую для металла труб котельных пароперегревателей и таких неохлаждаемых узлов, как паропроводы, коллекторы, арматура, - она составляет сейчас 540-565 °С, а в самых современных установках - 600-620 °С. Зато отвод тепла в конденсаторах паровых турбин осуществляется циркуляционной водой при температурах, близких к температуре окружающей среды.

Указанные особенности позволяют существенно повысить КПД производства электроэнергии путем объединения в одной парогазовой установке (ПГУ) высокотемпературного подвода (в ГТУ) и низкотемпературного отвода тепла (в конденсаторе паровой турбины). Для этого отработавшие в турбине газы подаются в котел-утилизатор, где генерируется и перегревается пар, поступающий затем в паровую турбину. Вращаемый ею электрический генератор при неизменном расходе топлива в камере сгорания ГТУ увеличивает выработку электроэнергии в 1,5 раза. В итоге КПД лучших современных ПГУ составляет 55-58%. Такие ПГУ называют бинарными потому, что в них осуществляется двойной термодинамический цикл: пар в котле-утилизаторе и работа паровой турбины производятся за счет тепла, подведенного в камере сгорания ГТУ и уже отработавшего в верхнем газотурбинном цикле.

С учетом всех достоинств ПГУ наиболее важной задачей для отечественной энергетики является перевод многочисленных паровых электростанций, работающих в основном на природном газе, в парогазовые.

Привлекательными особенностями таких ПГУ, помимо высоких КПД, являются умеренная удельная стоимость (в 1,5-2 раза ниже, чем у паровых энергоблоков близкой мощности), возможность сооружения за короткое (два года) время, вдвое меньшая потребность в охлаждающей воде, хорошая маневренность.

С учетом всех достоинств ПГУ наиболее важной задачей для отечественной энергетики является перевод многочисленных паровых электростанций, работающих в основном на природном газе, в парогазовые. При техническом перевооружении электростанций возможны два варианта создания бинарных ПГУ.

Во-первых, строительство на площадке нового главного корпуса с оптимальными ПГУ единичной мощностью 350-1000 МВт с КПД 55-60%. Действующие энергоблоки в этом случае после окончания сроков службы выводятся в резерв или списываются. Сооружение оптимально спроектированных бинарных ПГУ в новом главном корпусе требует больших капитальных затрат, но такая электростанция обладает максимальной экономичностью. При этом увеличение единичной мощности ГТУ и ПГУ заметно уменьшает удельную площадь и стоимость главного корпуса.  Во-вторых, размещение ГТУ и котлов-утилизаторов в существующих или новых главных корпусах и использование в создаваемых с ними ПГУ части имеющегося паротурбинного и электрического оборудования.  Анализ мероприятий, целью которых является продление работоспособности энергоблоков на значительное время (например, на 20-30 лет или 100-150 тыс. ч), свидетельствует о принципиальной возможности применения в таких парогазовых установках:

· электрического генератора и практически всего электрооборудования;

· цилиндра низкого давления (ЦНД), а с заменой или восстановлением части деталей - и других цилиндров паровой турбины;

· деаэратора;

· конденсатора (полностью или частично);

· насосов и трубопроводов циркуляционной системы;

· паропроводов и арматуры.

Конкретные проработки показывают, что наилучшие результаты получаются при использовании двух ГТУ мощностью 110 МВт на одну турбину К-150 (165) или К-200: КПД электростанции при этом увеличится с 36-38% до ~50%.

С турбинами К-300 при использовании трех ГТУ по 160-180 МВт или двух ГТУ по 260-270 МВт могут быть созданы ПГУ мощностью около 800 МВт с КПД 50-55% в зависимости от совершенства принятых ГТУ. Приемлемые по прочности и экономичности режимы работы ЦВД и ЦСД обеспечиваются путем соответствующего выбора расходов и параметров пара (см. ниже). Другим вариантом является выбор оптимальных расходов и параметров пара и переделка под них проточной части ЦВД и ЦСД.  Особенностью газовых турбин является существенное изменение параметров и показателей в зависимости от температуры наружного воздуха: при ее снижении мощности ГТУ и ПГУ возрастают на 10-15%.  Для ПГУ общей мощностью 800 МВт с тремя ГТУ целесообразно использовать ячейки двух соседних энергоблоков К-300. В этом случае одна паровая турбина сохраняется, а другая демонтируется. Электрический генератор, главный трансформатор и ячейка распределительного устройства демонтированного блока могут послужить для одной из ГТУ. Разумеется, в таком случае демонтируются регенеративные подогреватели НД и ВД обоих энергоблоков. Мощность ТЭС после замены паровых энергоблоков парогазовыми возрастает в 1,35 раза. ВТИ давно пропагандирует проведение подобных реконструкций, но в России такие планы пока не реализуются из-за низкой стоимости природного газа и отсутствия инвестиций. В последние годы реконструкцию паровых электростанций начали осуществлять за рубежом, в частности на больших - до 650 МВт - газомазутных энергоблоках. Не менее важно превращение паровых газомазутных ТЭЦ в парогазовые.  Комбинированное производство электроэнергии и тепла является энергоресурсосберегающей технологией. Оно позволяет использовать 85-90% тепла топлива, превращая значительную его часть в электричество, принципиально более ценное, чем тепло. По сравнению с лучшими схемами раздельного производства общий расход топлива в данном случае оказывается на 20-25% меньше. Соответственно уменьшаются выбросы в окружающую среду.  В настоящее время, однако, теплофикация в России переживает серьезный кризис. Стоимость электроэнергии и тепла на многих ТЭЦ, особенно оснащенных устаревшим оборудованием, достаточно высока, а их реализация по неразумно установленным тарифам затруднена. Положение усугубляется недостаточной надежностью теплосетей и значительными потерями тепла при передаче по ним. Многие потребители предпочитают строить собственные котельные и покупать электроэнергию других поставщиков. Причин такого положения две - технологическая и институциональная (ценообразование, тарифы, налоги и т. д.). Предметом статьи является только один из технологических аспектов проблемы: возможности повышения эффективности ТЭЦ с комбинированной выработкой электроэнергии и тепла. Номинальные показатели наиболее экономичных и широко распространенных паротурбинных установок ТЭЦ представлены в табл. 1.

 

Показатель	Тип ТЭЦ и режим работы
	Паровая		ГТУ
	Конденса-ционный	Комбини-рованный	Комбини-рованный
Доля тепла топлива, преобразованная в: электроэнергию, % тепло, %	30-36 -	20-32 65-53	34-36 50
Коэффициент использования тепла топлива, %	30-36	84-86	84-86
Отношение электрической и тепловой мощности	∞	0,5-0,62	0,68-0,72

 

Концепция современных теплофикационных турбин возникла в период, когда при имевшемся дефиците электроэнергии требовалось независимо регулировать работу по тепловому и электрическому графикам нагрузок. Отопительные ТЭЦ функционируют с сильно меняющимися в течение года тепловыми нагрузками. Электроэнергия, вырабатываемая летом менее экономичными турбинами ТЭЦ в условиях <плохого> вакуума в конденсаторе, не может конкурировать с энергией крупных конденсационных электростанций. Зимой развитые выхлопные части турбин потребляют энергию для преодоления трения, а также для вентиляции и охлаждения последних ступеней. Работа с тепловой нагрузкой приводит к снижению удельной электрической мощности паровых ТЭЦ, для которых вообще характерно умеренное производство электроэнергии на тепловом потреблении. Наконец, удельная стоимость паровых ТЭЦ существенно выше, чем конденсационных электростанций.

Значительно повысить эффективность ТЭЦ, работающих на природном газе, можно путем использования на них газотурбинных и парогазовых установок. Целесообразны следующие направления их применения:

1. Газотурбинные ТЭЦ, в которых  газы после ГТУ сбрасываются  в водогрейный или паровой  котел-утилизатор, где используются  для выработки тепла (подогрева  воды или генерирования пара) для внешних потребителей. Схемы ГТУ-ТЭЦ наиболее просты. КПД современных ГТУ без выработки тепла близок или даже выше КПД паротурбинных ТЭЦ докритического давления на конденсационном режиме. Выработка тепла не снижает этого КПД - в отличие от паротурбинных установок, где электрическая мощность и КПД вследствие производственных (особенно при высоком давлении) и теплофикационных отборов пара значительно уменьшаются. Характерные соотношения при расчетных (номинальных) условиях приведены в табл. 1.

 

Показатель	Тип ТЭЦ и режим работы
	Паровая		ГТУ
	Конденса-ционный	Комбини-рованный	Комбини-рованный
Доля тепла топлива, преобразованная в: электроэнергию, % тепло, %	30-36 -	20-32 65-53	34-36 50
Коэффициент использования тепла топлива, %	30-36	84-86	84-86
Отношение электрической и тепловой мощности	∞	0,5-0,62	0,68-0,72