Гту пгу что это
Блог об энергетике
энергетика простыми словами
Газотурбинные и парогазовые установки
На днях Василий рассказал о статье, в которой подробно и простыми словами описан цикл ПГУ-450. Статья действительно очень легко усваивается. Я же хочу рассказать о теории. Коротко, но по-делу.
Материал я позаимствовал из учебного пособия «Введение в теплоэнергетику». Авторы этого пособия — И. З. Полещук, Н. М. Цирельман. Пособие предлагается студентам УГАТУ (Уфимский государственный авиационный технический университет) для изучения одноименной дисциплины.
Газотурбинная установка (ГТУ) представляет собой тепловой двигатель, в котором химическая энергия топлива преобразуется сначала в теплоту, а затем в механическую энергию на вращающемся валу.
Простейшая ГТУ состоит из компрессора, в котором сжимается атмосферный воздух, камеры сгорания, где в среде этого воздуха сжигается топливо, и турбины, в которой расширяются продукты сгорания. Так как средняя температура газов при расширении существенно выше, чем воздуха при сжатии, мощность, развиваемая турбиной, оказывается больше мощности, необходимой для вращения компрессора. Их разность представляет собой полезную мощность ГТУ.
На рис. 1 показаны схема, термодинамический цикл и тепловой баланс такой установки. Процесс (цикл) работающей таким образом ГТУ называется разомкнутым или открытым. Рабочее тело (воздух, продукты сгорания) постоянно возобновляется — забирается из атмосферы и сбрасывается в нее. КПД ГТУ, как и любого теплового двигателя, представляет собой отношение полезной мощности NГТУ к расходу теплоты, полученной при сжигании топлива:
Из баланса энергии следует, что NГТУ = QT — ΣQП, где ΣQП — общее количество отведенной из цикла ГТУ теплоты, равное сумме внешних потерь.
Основную часть потерь теплоты ГТУ простого цикла составляют потери с уходящими газами:
ΔQух ≈ Qух — Qв; ΔQух — Qв ≈ 65…80%.
Доля остальных потерь значительно меньше:
а) потери от недожога в камере сгорания ΔQкс / Qт ≤ 3%;
б) потери из-за утечек рабочего тела ; ΔQут / Qт ≤ 2%;
в) механические потери (эквивалентная им теплота отводится из цикла с маслом, охлаждающим подшипники) ΔNмех / Qт ≤ 1%;
г) потери в электрическом генераторе ΔNэг / Qт ≤ 1…2%;
д) потери теплоты конвекцией или излучением в окружающую среду ΔQокр / Qт ≤ 3%
Теплота, которая отводится из цикла ГТУ с отработавшими газами, может быть частично использована вне цикла ГТУ, в частности, в паросиловом цикле.
Принципиальные схемы парогазовых установок различных типов приведены на рис. 2.
В общем случае КПД ПГУ:
Здесь — Qгту количество теплоты, подведенной к рабочему телу ГТУ;
Qпсу — количество теплоты, подведенной к паровой среде в котле.
Рис. 1. Принцип действия простейшей ГТУ
а — принципиальная схема: 1 — компрессор; 2 — камера сгорания; 3 — турбина; 4 — электрогенератор;
б — термодинамический цикл ГТУ в ТS-диаграмме;
в — баланс энергии.
В простейшей бинарной парогазовой установке по схеме, показанной на рис. 2 а, весь пар вырабатывается в котле-утилизаторе: ηУПГ = 0,6…0,8 (в зависимости, главным образом, от температуры уходящих газов).
При ТГ = 1400…1500 К ηГТУ ≈ 0,35, и тогда КПД бинарной ПГУ может дос-тигать 50-55 %.
Газотурбинные установки работают на газовом топливе, которое существенно дешевле мазута. Единичная мощность современных ГТУ достигает 250 МВт, что приближается к мощности паротурбинных установок. К преимуществам ГТУ по сравнению с паротурбинными установками относятся:
Рис. 2. Принципиальные схемы различных парогазовых установок:
а — ПГУ с парогенератором утилизационного типа;
б — ПГУ со сбросом газов в топку котла (НПГ);
в — ПГУ на парогазовой смеси;
1 — воздух из атмосферы; 2 — топливо; 3 — отработавшие в турбине газы; 4 — уходящие газы; 5 — вода из сети на охлаждение; 6 — отвод охлаждающей воды; 7 — свежий пар; 8 — питательная вода; 9 – промежуточный перегрев пара; 10 — регенеративные отбросы пара; 11 — пар, поступающий после турбины в камеру сгорания.
К — компрессор; Т — турбина; ПТ — паровая турбина;
ГВ, ГН — газоводяные подогреватели высокого и низкого давления;
ПВД, ПНД — регенеративные подогреватели питательной воды высокого и низкого давления; НПГ, УПГ — низконапорный, утилизационный парогенераторы; КС — камера сгорания.
Объединяя паротурбинную и газотурбинную установки общим технологическим циклом, получают парогазовую установку (ПГУ), КПД который существенно выше, чем КПД отдельно взятых паротурбинной и газотурбинной установок.
КПД парогазовой электростанции на 17-20 % больше, чем обычной паротурбинной электростанции. В варианте простейшей ГТУ с утилизацией тепла уходящих газов коэффициент использования тепла топлива достигает 82-85%.
Принцип работы пгу
Принцип действия и технические характеристики ПГУ
Парогазовые установки — 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 °С 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%.
Описание работы и схемы ПГУ
Паротурбинные установки (ПТУ) составляют основу современной энергетики. Они применяются как на обычных тепловых, так и на атомных электростанциях. Работа их базируется на осуществлении прямого термодинамического цикла преобразования теплоты, в механическую работу вращения ротора турбины и привода электрогенератора с использованием в качестве рабочего тела воды и ее пара.
Современные ПГУ характеризуются низким уровнем вредных выбросов в атмосферу. Выработка значительной доли мощности газотурбинной установкой обеспечивает меньшие потребности ПГУ в охлаждающей воде и меньшее тепловое загрязнение окружающей среды по сравнению с паротурбинными энергоблоками равной мощности.
Конструкция ПГУ для ТЭС, принцип работы
В состав парогазовых агрегатов входит паросиловой и газотурбинный двигатель.
В газотурбинном двигателе вращение турбины выполняется посредством продуктов сгорания, получаемых от сжигания газа или дизельного топлива. Кроме турбины на валу зафиксирован генератор. Движение ротора в генераторе обеспечивает выработку электричества.
Но продукты сгорания, проходя через газовую турбину, не полностью использует свою энергию — давление уже минимальное, совершение работы невозможно, при этом их температура остается высокой.
Эту особенность стали использовать следующим образом — при выходе из турбины продукты сгорания попадают в котел-утилизатор, в результате чего вода, находящаяся в нем, нагревается до образования пара с температурой 500°C и давлением в 100 атмосфер. Этого состояния пара достаточно, чтобы использовать его в паровой турбине. Так в действие приводится второй электрогенератор. Конструкция и принцип работы делают такие ПГУ для ТЭС максимально эффективными.
Преимущества строительства ПГУ для ТЭС
Парогазовая установка на Кировской ТЭЦ-3
Газотурбинные установки парогазовых установок и атомных электростанций
Газотурбинные установки (ГТУ) парогазовых установок (ПГУ) и атомных электростанций (АЭС)
Использование газотурбинной установки совместно с паротурбинной (ПТУ) уменьшает удельный расход теплоты на выработку энергии по сравнению с отдельно работающими ГТУ и ПТУ. Такие установки называются комбинированными парогазовыми (ПГУ). Наиболее перспективны следующие схемы парогазовых установок: с низконапорным и высоконапорным котлами (НПГУ и ВПГУ), а также с подогревом питательной воды выхлопными газами.
Схема парогазовой установки с низконапорным котлом показана на рис.1. Паротурбинная установка почти не отличается от обычной. Газы из турбины ГТУ поступают в топку котла ПТУ, куда одновременно подается, топливо для их подогрева. Так как в этом случае в топку котла подаются газы повышенной температуры, расход топлива для их подогрева уменьшается, что увеличивает кпд всей установки.
Обычно мощность ГТУ парогазовой установки составляет 12-15% от мощности паровой турбины. Удельный расход теплоты НПГУ по сравнению с ПТУ меньше на 3-5%.
Рис.2. Схема парогазовой установки с высоконапорным котлом:
1,4 — газовая и паровая турбины, 2 — топливоподача, 3 — котел,
5,8 — генераторы паровой турбины и ГТУ, 6 — конденсатор,
7 — экономайзер, 9 — компрессор
Схема парогазовой установки с высоконапорным котлом показана на рис.2. Компрессор 9 подает в топку воздух под давлением 0,4—0,6 МПа. Температура газов, поступающих из топки в газовую турбину, равна 750°С. Из турбины газы поступают в экономайзер. За экономайзером их температура на 150—250°С ниже, чем после отдельной ГТУ. Средняя температура газов в котле повышается из-за наличия ГТУ в схеме паротурбинной установки (по сравнению с отдельной ПТУ). В результате кпд парогазовой установки по сравнению с отдельными ПТУ и ГТУ увеличивается; при этом на 5—8% снижается удельный расход топлива. Вследствие увеличения давления в котле его размеры уменьшаются и снижаются затраты на сооружение станции.
Одним из недостатков ПГУ является некоторое снижение надежности станции из-за усложнения тепловой схемы. Кроме того, в ПГУ с высоконапорным котлом можно применять только жидкое или газообразное топливо, так как при работе на твердых топливах негорючие частицы, содержащиеся в продуктах сгорания, вызывают эрозию лопаток газовой турбины.
Рис.3. Схема паротурбинной установки с подогревом
питательной воды выхлопными газами ГТУ:
1 — компрессор, 2 — камера сгорания, 3 — газовая турбина,
4,5 — подогреватели питательной воды, 6 — котел,
7 — паровая турбина, 8,11 — генераторы,
9 — конденсатор, 10 — питательный насос
Кроме того, ГТУ используют для подогрева питательной воды в паротурбинных установках (рис.3), отключая в часы пик регенеративные отборы паровой турбины и подогревая воду выхлопными газами газовой турбины. Выхлопные газы ГТУ поступают в подогреватель 4, через который пропускают питательную воду. В результате отключения регенерации мощность, вырабатываемая паровой турбиной, увеличивается. Дополнительную мощность вырабатывает также ГТУ. Эту схему применяют для увеличения мощности уже действующей станции без замены котла.
Рис.4. Схема замкнутой ГТУ:
1 — аккумулятор, 2 — регулятор, 3 — регенератор,
4 — атомный реактор, 5 — турбина,
6,8,12 — компрессоры низкого и высокого давления и подкачивающий,
7 — промежуточный охладитель, 9,11 — генераторы, 10 — охладитель
На атомных электростанциях (АЭС) применяют замкнутые ГТУ (рис.4). Рабочее тело сжимается в компрессоре низкого давления 6, охлаждается в промежуточном охладителе 7, сжимается в компрессоре высокого давления 8, а затем поступает в регенератор 3 и атомный реактор 4. Нагретое в атомном реакторе рабочее тело поступает в турбину 5, оттуда — в регенератор 3, а затем — в водяной охладитель 10.
Утечки восполняются подкачивающим компрессором 12, нагнетающим рабочее тело в аккумулятор 1. Через управляемый регулятор 2 рабочее тело при необходимости может подаваться в тракт ГТУ. Турбина и компрессор замкнутой ГТУ имеют небольшие размеры, так как давление в тракте ГТУ может быть значительно выше атмосферного. Однако в результате появления дополнительных агрегатов (промежуточного охладителя) замкнутые ГТУ больше по массе и размерам, чем ГТУ открытого цикла.
Достоинством замкнутых ГТУ является небольшое изменение экономичности при изменении мощности, а также отсутствие эрозии или отложений пыли в проточной части. Замкнутые ГТУ потребляют много воды для охлаждения рабочего тела в охладителе 10. Предполагается использовать замкнутые ГТУ на АЭС с реакторами на быстрых нейтронах, в которых гелий служит в качестве рабочего тела.
Использование газовых турбин для комбинированного производства энергии
УДК 621.438. Научная специальность: 05.23.03.
Использование газовых турбин для комбинированного производства энергии
В. А. Буланин, к.т.н., генеральный директор ООО «Инновационные технологии — Энергетика» («ИТ-Энергетика», г. Белгород)
Статья посвящена обоснованию целесообразности применения газовых турбин и газотурбинных электростанций на их основе для комбинированного производства электрической и тепловой энергии (когенерации) в системах централизованного теплоснабжения городов. Исследованы принципиальные схемы и конструкции газотурбинных установок (ГТУ), технические и технико-экономические характеристики и оценка целесообразности их использования. В результате научного исследования выявлены основные причины и потенциальная эффективность использования газовых турбин. Повсеместное (в центрах тепловых и электрических нагрузок) внедрение газотурбинных установок позволит сократить потребность экономики регионов в энергетическом топливе и обеспечить прирост энергетических мощностей без строительства новых неэкономичных и сложных паротурбинных конденсационных электростанций. Обоснована целесообразность применения ГТУ в топливно-энергетическом комплексе, промышленности, сельском хозяйстве и коммунальной энергетике при техническом перевооружении этих отраслей, проектировании и строительстве новых источников энергии.
Ключевые слова: газовая турбина, теплоэнергетика, газотурбинные установки, теплоснабжение, когенерация, впрыск пара.
UDC 621.438. The number of scientific specialty: 05.23.03.
The use of gas turbines for cogeneration of energy
V. A. Bulanin, PhD, CEO of «Innovative technologies — Energy», LLC (Belgorod city)
The article is devoted to substantiating the feasibility of using gas turbines and gas turbine power plants based on them for combined production of electric and thermal energy (cogeneration) in district heating systems of cities. The basic schemes and designs of gas turbine units (GTU), technical and technical-economic characteristics and evaluation of the feasibility of their use are studied. As a result of scientifi c research, the main reasons and potential efficiency of using gas turbines have been identifi ed. The widespread introduction of gas turbine units (in the centers of heat and electric loads) will reduce the need for energy fuel in the regional economy and ensure an increase in energy capacity without the construction of new uneconomical and complex steam turbine condensing power plants. The expediency of using GTU in the fuel and energy complex, industry, agriculture and municipal energy in the technical re-equipment of these industries, design and construction of new energy sources is justified.
Keywords: gas turbine, heat power engineering, gas turbine installations, heat supply, cogeneration.
Статья посвящена обоснованию целесообразности применения газовых турбин и газотурбинных электростанций на их основе для комбинированного производства электрической и тепловой энергии (когенерации) в системах централизованного теплоснабжения городов. Исследованы принципиальные схемы и конструкции газотурбинных установок (ГТУ), технические и технико-экономические характеристики и оценка целесообразности их использования. В результате научного исследования выявлены основные причины и потенциальная эффективность использования газовых турбин. Повсеместное (в центрах тепловых и электрических нагрузок) внедрение газотурбинных установок позволит сократить потребность экономики регионов в энергетическом топливе и обеспечить прирост энергетических мощностей без строительства новых неэкономичных и сложных паротурбинных конденсационных электростанций. Обоснована целесообразность применения ГТУ в топливно-энергетическом комплексе, промышленности, сельском хозяйстве и коммунальной энергетике при техническом перевооружении этих отраслей, проектировании и строительстве новых источников энергии.
Введение
Исследуемая проблема состоит в том, что ранее в СССР, а затем в странах СНГ газотурбинные (ГТУ) и парогазовые (ПГУ) установки использовались в ограниченном количестве, несмотря на очевидность и целесообразность их широкого внедрения. В этой статье указаны основные причины и потенциальная эффективность использования газовых турбин. Рассмотрены принципиальные схемы и конструкции газотурбинных установок, технические и технико-экономические характеристики и оценка целесообразности их использования.
Актуальность проблемы заключается в том, что паротурбинные тепловые электростанции (ТЭС) исчерпали свои возможности повышения эффективности использования топлива и капитальных вложений. В мировой практике природный газ используют в первую очередь в газотурбинных и парогазовых установках. В странах СНГ до последнего времени не было достаточного опыта проектирования, строительства и эксплуатации энергетических ГТУ и ПГУ. Исследования в данной области носили, как правило, эпизодический характер. Необходимо систематизировать результаты этих исследований, провести оценку состояния исследований на мировом уровне, определить программу исследований с учётом региональных особенностей.
Основными производителями электроэнергии в России являются мощные ГЭС, АЭС и ТЭС. Структура установленной мощности электростанций ЕЭС России по состоянию на 31 марта 2019 года приведена в табл. 1.
Распределение тепловых электростанций по установленной мощности следующее: ГРЭС (государственные районные электрические станции) — 3 8 %, ТЭЦ (теплоэлектроцентрали) — 3 0 %. Развитие энергетики России было представлено в «Схеме и программе развития Единой энергетической системы России на 2012–2018 годы» (приказ Минэнерго России от 13 августа 2012 года №387).
В России действуют 163 тепловых электростанции, из которых 124 составляют ТЭЦ с давлением пара 9 МПа и более, суммарная мощность последних — 54,8 ГВт (электрическая). Эти ТЭЦ имеют следующее распределение по мощностям (табл. 2).
Мощность ГТУ и ПГУ составляет 14 ГВт. Это менее 9 % от всего парка тепловых электростанций ЕЭС России. Как видно из представленных данных, количество ТЭЦ меньшей мощности незначительно, в связи с чем теплоснабжение городов с численностью населения менее 500 тыс. человек, как правило, осуществляется от котельных. За последние 20 лет доля теплофикационной выработки ТЭС уменьшилась с 34 до 2 8 % [5].
При этом, например, Белгородская область не обременена, как другие регионы, большим количеством морально и физически устаревших паротурбинных электростанций, которые даже после их технического перевооружения не смогут составить конкуренции новым электростанциям, использующим современные газотурбинные технологии. С ростом цен на энергоресурсы до уровня мировых будут расти и тарифы на электроэнергию, производимую на федеральных электростанциях. Поэтому сохранение ориентации на электроснабжение преимущественно от внешних энергоисточников, через Федеральный оптовый рынок электрической энергии и мощности (ФОРЭМ), станет фактором, сдерживающим экономический рост Белгородской области.
Кроме электроэнергии в область по магистральным газопроводам поступает также природный газ, значительная доля которого используется неэффективно — на подогрев воды для горячего водоснабжения и отопления.
Обзор и анализ и современного состояния газовых турбин
В статье [9] рассмотрено и проанализировано состояние мирового и отечественного рынков газотурбинных установок разной мощности. Приведены прогнозы и перспективы выпуска ГТУ.
Газотурбинные установки имеют следующие преимущества [3]: малая стоимость, высокая степень автоматизации всех процессов, незначительное влияние на окружающую среду, маневренность и многое другое. Относительно малая удельная стоимость газотурбинных установок обеспечивается тем, что в схеме ГТУ отсутствуют такие дорогостоящие элементы паротурбинного цикла, как паровой котёл, конденсационная паротурбинная установка с системой технического водоснабжения, водоподготовительная установка. Все эти факторы делают газотурбинную установку в 2–2,5 раза дешевле конденсационной электростанции соответствующей мощности.
С развитием газотурбостроения значительно улучшены технико-экономические характеристики газотурбинных установок. Турбогруппа ГТУ (компрессор, камера сгорания, газовая турбина) выполняется, как правило, как единый блок на одной раме, испытывается на заводе и при монтаже не требует разборки. Турбогруппа доставляется на стандартной железнодорожной платформе, и после монтажа её необходимо подключить только к топливоподаче и электрооборудованию. Строительные работы и монтаж ГТУ длятся от двух до шести месяцев.
КПД газотурбинных установок в последние годы повышается за счёт начальной температуры в камере сгорания до 110 0 °C. Если в 1960-е годы КПД ГТУ составлял 2 0 %, то в настоящее время достигнут и превышен уровень 4 0 %. Кроме того, значительно увеличился ресурс газотурбинных установок.
К недостаткам ГТУ относят большие потери теплоты с уходящими газами, температура которых достигает 50 0 °C. Однако использование этой теплоты возможно, например, в котлах-утилизаторах, в топках действующих котлов.
Первое практическое применение газовых турбин в энергетике относится к 1932 году, когда швейцарская компания Brown Boveri (ныне Asea Brown Boveri, ABB) применила сетевой компрессор с турбоприводом для наддува котла (так называемый «цикл Веллокса»). Первая электростанция с газовыми турбинами была пущена фирмой Escher Wyss в Швейцарии в 1939 году, и лишь к концу 1940-х газовые турбины нашли применение в энергетике США. В конце 1976 года установленная мощность американских ГТУ составила 45,6 ГВт, то есть приблизительно 8, 5 % от мощности всех энергетических установок страны. К концу 1975 года в США в эксплуатации находились установки комбинированного цикла общей мощностью около 1000 МВт.
Анализ новых технических решений, связанных с использованием природного газа в электроэнергетике, которые содержатся в зарубежных докладах и других материалах ХIV конгресса Мировой энергетической конференции (МИРЭК) [1], свидетельствует о том, что в Западной Европе, США и Японии широко используются газотурбинные и парогазовые установки с газовыми турбинами единичной мощностью до 200 МВт и с начальной температурой до 125 0 °C.
В СССР разработка стационарных газовых турбин проходила по двум основным направлениям: в качестве приводов для компрессорных станций на газопроводах и энергетических установок для несения пиковых и полупиковых нагрузок. Таким образом, основная задача советского газотурбостроения на тот период заключалась в строительстве стационарных газовых турбин для привода нагнетателей. В начале 1975 года в эксплуатации находилось более 600 установок с турбинным приводом общей мощностью более 37 ГВт. Тем не менее, к 1975 году были пущены и функционировали около 20 энергетических установок мощностью от 10 до 100 МВт. Они предназначались прежде всего для покрытия пиковых нагрузок, хотя некоторые из них применялись и как базисные. Кроме того, функционировало несколько установок комбинированного цикла.
В настоящее время в импортозамещении и локализации производства в России импортных газовых турбин наметились определённые движения. Например, ООО «Сименс Технологии Газовых Турбин» («СТГТ»), созданное в 2011 году в Санкт-Петербурге, занимается разработкой, сборкой, продажей и обслуживанием газовых турбин мощностью свыше 60 МВт для рынка России и стран СНГ, а также локализацией производства. Завод, построенный с нуля и оснащённый самым высокотехнологичным оборудованием, стал одним из крупнейших предприятий энергетического сектора в регионе. Продуктовая линейка «СТГТ» включает в себя газовые турбины SGT5–2000E мощностью 187 МВт и SGT5–4000F мощностью 329 МВт.
Правительство РФ готово предоставлять субсидии российским организациям на финансовое обеспечение части затрат на проведение научно-исследовательских, опытно-конструкторских и технологических работ в рамках создания производства газовых турбин большой мощности в диапазоне 60–80 и 150–180 МВт с КПД не менее 3 5 % в простом цикле [8]. Примером является ввод в эксплуатацию в Крыму в 2019 году двух газотурбинных электростанций мощностью по 470 МВт — Балаклавской и Таврической ТЭС.
Общее описание газотурбинных установок
Одним из наиболее важных факторов, которые должны быть изучены при разработке ГТУ, является график нагрузки системы. В тех случаях, когда установка рассчитана на использование в течение коротких отрезков времени при высокой нагрузке с частыми пусками и остановами, важно учитывать не только требуемую мощность, но и число планируемых пусков и остановов, а также скорость нагружения установки. Если имеется возможность повышать нагрузку со сравнительно малой скоростью и при этом выполнять все необходимые требования, то износ оборудования будет минимальным. При быстром пуске с быстрым нагружением межремонтный период потребуется сократить.
Как указывалось выше, одними из первых парогазовых установко, реализованных на практике, были газотурбинные надстройки к паротурбинным блокам, в которых выхлопные газы газовой турбины сбрасывались в обычный паровой котёл. Поскольку мощность газотурбинной установки по сравнению с паровой турбиной относительно была мала, этот тип устройств не позволял выявить все преимущества ПГУ.
В связи с этим для дальнейшего анализа рассматриваются две наиболее характерные разновидности парогазовых установок.
1. Парогазовая установка с высоконапорным парогенератором. В данной установке теплота к паротурбинному циклу подводится как от уходящих газов газовой турбины, так и путём расхолаживания продуктов сгорания перед газовой турбиной. Коэффициент избытка воздуха в камере сгорания близок к стехиометрическому.
2. Парогазовая установка с котлом-утилизатором. В данной установке теплота к паротурбинному циклу подводится только от уходящих газов газовой турбины. Для регулирования параметров пара в котле-утилизаторе и повышения тепловой экономичности паротурбинной части цикла возможно дожигание дополнительного топлива в содержащих остаточный кислород уходящих газах. Температура рабочего тела перед газовой турбиной поддерживается регулированием избытка воздуха.
Применение ГТУ в качестве энергетических установок
Внедрение газотурбинных установок в энергетику идёт в двух направлениях: в качестве самостоятельных энергетических установок и в составе ПГУ.
Современные газотурбинные установки мощностью 12–150 МВт с температурой газов перед турбиной 900 до 120 0 °C имеют КПД на уровне 28–3 3 %, что обеспечивает удельные расходы топлива на выработку электроэнергии 440–370 г. у.т. на 1 кВт·ч. Хотя ГТУ по экономичности заметно уступают паросиловым энергоблокам, благодаря более низким капиталовложениям, простоте сооружений, малой потребности в охлаждающей воде и высоким маневренным характеристикам ГТУ находят применение в качестве пиковых мощностей в энергосистемах (ГРЭС-3 «Мосэнерго», Ивановская и Симферопольская ГРЭС, Краснодарская ТЭЦ) и базовых энергетических установках в отдалённых районах и изолированных энергосистемах (Якутская ГРЭС, НебитДагская ГРЭС, плавучие электростанции «Северное сияние», передвижные электростанции на Севере и т. п.).
Газовые турбины мощностью до 25 МВт, выполненные на базе авиационных и судовых двигателей, имеют независимые валы для привода компрессора (группы компрессоров) и генератора. Мощные современные ГТУ выполняются одновальными с единым приводом компрессора и генератора.
После освоения в энергетическом газотурбостроении газовых турбин с высокими начальными температурами газов (на уровне 1100–130 0 °C) температура газов на выхлопе газовых турбин достигла значений 520–55 0 °C, и утилизация теплоты стала возможной путём выработки пара достаточных параметров для его использования в мощных паросиловых установках. При применении газовых турбин с более низкими начальными температурами газов, когда на выхлопе их температура составляет 350–45 0 °C, теплота газов может использоваться в котлах паросиловой установки, для подогрева питательной воды и конденсата, для производства пара для технологических нужд, для подогрева сетевой воды.
Наиболее экономичной ПГУ является установка, работающая по чисто утилизационной схеме, в которой утилизируемая теплота уходящих газов используется для производства пара, направляемого в паровую турбину. В утилизационных ПГУ мощность газовых турбин достигает 60–6 5 % мощности энергоблока, а КПД нетто составляет 50–5 1 %. При сооружении новых мощностей на электростанции, сжигающих только газовое топливо, приоритет за ПГУ утилизационного типа неоспорим. В этом типе ПГУ максимальная единичная мощность блока определяется мощностью газовых турбин. Газотурбинная надстройка по мощности может составлять 1/3 мощности паровой турбины, а с учётом повышения мощности паровой турбины, при отключении отбора пара на подогреватель высокого давления (ПВД), мощность блока после надстройки повышается на 5 0 %. КПД ПГУ с вытеснением регенерации на базе блока сверхкритического давления (СКД) мощностью 300 МВт достигает 4 5 %.
В процессе освоения газовых турбин, когда температура газов перед газовыми турбинами определялась величиной от 700 до 80 0 °C, были разработаны парогазовые установки с высоконапорным парогенератором (Невинномысская ГРЭС, ПГУ170). По схеме ПГУ с высоконапорным парогенератором (ВПГ) топливо сжигается в топке под давлением, а теплота сожжённого топлива одновременно используется для производства пара и подачи в газовую турбину горячих газов. Схема сложная, имеет дополнительные камеры сгорания, а сравнительно малая мощность газовой турбины (около 1 5 %) делает цикл малоэкономичным. Основным преимуществом ПГУ с ВПГ являются малые металлоёмкость и габариты котла.
Следует отметить, что для оперативного резерва и пикового режима должны выбираться наиболее дешёвые и мобильные типы газовых турбин. Для полупиковых и базовых режимов (как для автономно работающих ГТУ, так и для ГТУ, работающих в составе ПГУ) должны использоваться наиболее экономичные газотурбинные двигатели.
Специфические условия эксплуатации оборудования ГТУ и ПГУ
Технические требования к ГТУ изложены в ГОСТ 29328–92 «Установки газотурбинные для привода турбогенераторов. Общие технические требования», а также в главе 4.6 «Правил технической эксплуатации электростанций и сетей».
Оборудование ГТУ выполняется в виде блочных конструкций. Блоки должны быть готовыми к монтажу без разборки и ревизии. У ГТУ со свободной турбиной более высокий уровень заброса частоты вращения при сбросах нагрузки. ГТУ с подобными турбинами не могут разворачиваться при пусках от генератора через ТПУ, но на разворот требуются значительно меньшие мощности.
Номинальная скорость пуска и нагружения устанавливается в технических условиях (ТУ) на газотурбинные установки конкретного типа заводом-изготовителем и обычно составляет для ГТУ мощностью до 25 МВт — 10 минут, для ГТУ большей мощности — до 20 минут.
Технико-экономическое обоснование применения ГТУ-ТЭЦ
Самым эффективным способом энергоснабжения и энергосбережения в мировой практике признан способ комбинированного производства электрической и тепловой энергии на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ). При этом для производства электрической энергии в газотурбинных установках используется природный газ, а для производства тепловой энергии — низкопотенциальная теплота отработавшего в турбине газа. За счёт утилизации этого тепла покрывается более 7 0 % годовой потребности в тепловой энергии. Водогрейные котлы, в топках которых сжигается природный газ, используются, как правило, для снятия пиковых тепловых нагрузок в наиболее холодные периоды отопительного сезона и обеспечивают выработку до 3 0 % годовой потребности.
ГТУ малой и средней мощности (от 2,5 до 30 МВт) найдут применение при реконструкции и модернизации систем энергоснабжения промышленных предприятий области, систем теплоснабжения ЖКХ. Газотурбинные установки большой мощности (до 100 МВт и более) целесообразно использовать в системах централизованного теплои электроснабжения крупных городов и горно-металлургического комплекса области.
В настоящее время известно много технологических схем ГТУ, каждая из которых учитывает специфику их применения и предъявляемые к ним требования. Они отличаются друг от друга экономичностью, параметрами и формой теплоносителя, но основная идея высокоэффективного применения ГТУ — утилизация теплоты выхлопных газов (комбинированная схема) на ГТУ-ТЭЦ.
Основными преимуществами газотурбинных электростанций являются:
При реконструкции существующих котельных дополнительную экономию можно получить путём внедрении комбинированной схемы производства энергии за счёт уменьшения затрат на строительство подъездных путей, здания для ГТУ-ТЭЦ, систем топливоподачи и дымоудаления, водоподготовительной установки и пр.
Один из показателей энергетической эффективности ТЭЦ — удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении; её зависимость на ГТУ-ТЭЦ от КПД газовой турбины представлена на рис. 1.
Применение современных газотурбинных технологий и высокий уровень их самоокупаемости положительно влияет как процесс привлечения инвестиций, так и на наращивание степени надёжности и экономичности основных производств области: сельскохозяйственные перерабатывающие предприятия, горнометаллургический комплекс и др.
В городе Белгороде построены и действуют две газотурбинные ТЭЦ с утилизацией теплоты отработавших газов в котлах-утилизаторах на ГТУ-ТЭЦ «Луч» и на Белгородской ТЭЦ мощностью каждой по 60 МВт (2×30 МВт).
Пути совершенствования теплоэнергетики Белгородской области с использованием ГТУ
Для примера возьмём Белгородскую область. Современное состояние экономики области таково, что при суммарной присоединённой нагрузке потребителей порядка 2 ГВт поставки электроэнергии на 9 3 % осуществляются с федеральных электростанций по магистральным линиям электропередачи — её электроснабжение полностью зависит от ситуации, складывающейся на ФОРЭМ [4]. Сохранение ориентации на электроснабжение области преимущественно от внешних энергоисточников через оптовый рынок электроэнергии и мощности (ОРЭМ) станет одним из основных факторов, сдерживающих её экономический рост.
Основными потребителями электроэнергии в Белгородской области являются устойчиво работающие и постоянно наращивающие своё производство энергоёмкие предприятия одного из крупнейших в мире горно-металлургического комплексов. Область не обременена, как другие регионы, большим количеством морально и физически устаревших паротурбинных электростанций, которые даже после их техперевооружения не смогут составить конкуренции новым электростанциям, использующим современные газотурбинные технологии.
Кроме электроэнергии в область по магистральным газопроводам поступает также природный газ, значительная доля которого используется неэффективно — на подогрев воды для горячего водоснабжения и отопления.
Таким образом, экономика Белгородской области находится в двойной энергетической зависимости, обусловленной: постоянно возрастающим потреблением производимой в других регионах электроэнергии; ростом использования природного газа для покрытия потребности промышленности, а также нагрузок отопления и горячего водоснабжения (8 0 %).
Подъём экономики области немыслим без снижения стоимости энергетической продукции и, как следствие, снижения затрат на производство, например, энергоёмкой продукции её горно-металлургического комплекса.
Реальный путь решения этой проблемы — сократить на 15–2 0 % расход природного газа в промышленности и в жилищно-коммунальном секторе за счёт внедрения энергосберегающих мероприятий и направить его на производство электроэнергии по комбинированному циклу на собственных газотурбинных ТЭЦ (ГТУ-ТЭЦ) [2]. Это, в свою очередь, на 50–7 0 % сократит поставки электроэнергии в область с ОРЭМ.
Одним из путей развития энергетики региона является использование в системах теплоснабжения ГТУ с энергетическим впрыском пара в камеру сгорания — ГТУ-STIG.
ГТУ с энергетическим впрыском пара в камеру сгорания
ГТУ-STIG (Steam Injection Gas Turbine) являются одним из перспективных направлений для применения в источниках централизованного теплоснабжения. Под энергетическим впрыском обычно понимают подачу в камеру сгорания газотурбинной установки пара, произведённого в котле-утилизаторе теплотой уходящих газов газовой турбины, в количестве 10–2 5 % по отношению к расходу воздуха, поступающего через компрессор. Такой впрыск обеспечивает значительный рост КПД (на 20–6 0 %) и мощности ГТУ (в 1,5–2 раза). Подробный обзор состояния разработок ГТУ-STIG (с энергетическим впрыском пара в камеру сгорания) за рубежом представлен в [6, 10–14].
Газотурбинные электростанции эффективнее паротурбинных, а в связи с тем, что впрыск пара в камеру сгорания ГТУ дополнительно повышает их экономичность и экологичность, целесообразнее всего их применение в системах централизованного теплоснабжения городов. ТЭЦ, источники систем теплоснабжения, размещаются, как правило, в центрах теплопотребления в пределах радиуса эффективного теплоснабжения населённого пункта. Поэтому, исходя из вышеизложенного, предлагается в системах централизованного теплоснабжения городов, во-первых, вместо паротурбинных ТЭЦ применять газотурбинные установки, во-вторых, для более эффективного применения ГТУ целесообразно предусматривать в их технологической схеме энергетический впрыск пара.
На рис. 2 показана, как один из предпочтительных вариантов, ГТУ-ТЭЦ с впрыском пара. Эта задача актуальна, например, для Белгородской области, установленная мощность объектов генерации на территории которой — 251 МВт, из них 185 МВт приходится на ТЭЦ и 66 МВт — на станции промышленных предприятий (сахарные заводы). Эти электростанции покрывают менее 5 % потребности региона в электроэнергии. Поэтому теплоснабжение потребителей обеспечивается преимущественно от отопительных котельных.
Газотурбинные установки мощностью 25 МВт работают в базовом режиме со сбросом отработавших газов с содержанием кислорода 1 5 % и температурой 450–50 0 °C в ПКУ. Вырабатываемый пар используется: в летний период — преимущественно в качестве энергетического впрыска в ГТУ, в зимний период — преимущественно для подогрева сетевой воды на отопление и горячее водоснабжение потребителей. Пиковая отопительная нагрузка кратковременно покрывается за счёт дополнительного сжигания природного газа в ПКУ.
Основные научно-технические проблемы, которые решаются при создании ГТУ-ТЭЦ по предложенной технологической схеме с впрыском пара в камеру сгорания: подготовка умягчённой воды требуемого качества для восполнения безвозвратных потерь пара на впрыск в камеру сгорания ГТУ с расходом ориентировочно 1 т на 1 МВт·ч; разработка прямоточного парового котла-утилизатора оптимальной конструкции.
Прогноз мирового выпуска газотурбинного оборудования в 2012–2021 годах представлен в [7].
Выводы
Учитывая положительный мировой опыт, уровень развития газотурбинных технологий и наличие природного газа, целесообразно и необходимо использовать ГТУ и ПГУ в топливно-энергетическом комплексе, промышленности, сельском хозяйстве и коммунальной энергетике при техническом перевооружении этих отраслей, проектировании и строительстве новых источников энергии. Повсеместное (в центрах тепловых и электрических нагрузок) внедрение газотурбинных установок позволит сократить потребность экономик регионов в энергетическом топливе и обеспечить прирост энергетических мощностей без строительства новых неэкономичных и сложных паротурбинных КЭС. Для выбора оптимальных вариантов технологических схем и оборудования ГТУ и ПГУ с учётом специфики и климатических условий региона целесообразно проведение комплекса прикладных научно-исследовательских работ. При этом необходимо максимально использовать опыт и технологии передовых зарубежных стран и России.