Портал по тригенерации, когенерации и мини-ТЭЦ

Перспективы развития малой энергетики на базе газотурбинных технологий

Нишневич В.И. («УРАЛВНИПИЭНЕРГОПРОМ», главный инженер)
(Доклад на секции " Малая энергетика и когенерация" , Екатеринбург, 23 марта 2005 г.)

В новых рыночных условиях теплофикация сохраняет свои преимущества перед раздельным способом производства эектрической и тепловой энергии. Она обеспечивает существенную экономию топлива. При этом в современных условиях развития теплофикации следует учитывать ее специфические особенности:

- значительное сокращение централизованных капитальных вложений, что будет приводить к сооружению преимущественно ТЭЦ небольшой мощности в основном на средства местных бюджетов и акционерных обществ;

- необходимость осуществлять в ближайшие 10-15 лет прежде всего техническое перевооружение действующих ТЭЦ, повышение эффективности которых является одной из первостепенных задач;

- новый подход к ценообразованию отпускаемой от ТЭЦ тепловой и электрической энергии на основе более совершенного метода разнесения расходов топлива на тепло и электроэнергию.

Среди ископаемых топлив, которые используются на ТЭЦ, более 60% составляет природный газ. Несмотря на то, что на ТЭЦ природный газ является преимущественным видом топлива, эффективность его применения крайне низка. Многие годы его сжигание на ТЭЦ и котельных производилось традиционным способом, без применения принципиально новых технологий. Для решения вопросов энергосбережения в условиях дефицита инвестиций приоритетным направлением повышения экономичности вновь сооружаемых и реконструируемых ТЭЦ и котельных является использование передовых технологий, а именно газотурбинных и парогазовых технологий. Для указанных технологий характерны:

- высокая термическая эффективность;

- хорошие маневренные и экологические характеристики;

- высокая надежность и относительно низкая стоимость установленного киловатта.

Применение новых технологий – газотурбинных и парогазовых сдерживалось из-за отсутствия в стране надежных и экономичных газотурбинных установок.

Однако в настоящее время сложились условия при которых Российская промышленность подготовлена к поставке на электростанции и котельные таких ГТУ. Так , ОАО «Ленинградский металлический завод» может поставить ГТУ мощностью 160 МВт (на базе V94.2) ; ОАО « Рыбинские моторы» - ГТУ мощностью 2,5; 6, 8 и 110 МВт;

ОАО «Авиадвигатель», г .Пермь - 2,5; 4, 6 и 12 МВт, в перспективе 16 и 25 МВт; ЗАО «Уральский турбинный завод» - 6 , 16 и 25 МВт; СНТК им Кузнецова – 25 и 30 МВт, ФГУП «НПП Мотор», г.Уфа – 8 МВт, ФГУП ММПП «Салют», г. Москва – 20 МВт.

Возможно использование ГТУ поставляемых из стран дальнего и ближнего зарубежья (Германии, США, Англии, Украины и др.)

Приведенный ряд мощностей ГТУ достаточен для использования их в теплофикации. Применение парогазовых технологий на ТЭЦ обеспечивает:

- удельную выработку электроэнергии на тепловом потреблении в 1,5 раза выше аналогичных показателей для паротурбинных ТЭЦ;

- сокращение использования природного газа (до 25-30% по сравнению с ПСУ), объем выделения которого для энергетики в настоящее время и на перспективу является ограниченным;

- сокращение вредных выбросов в атмосферу ( для Nox в 2,5-3 раза);

- снижение удельных капиталовложений и объема строительных и монтажных работ по сравнению с ПСУ (до 20-30%);

- унификацию и типизацию при проектировании и строительстве источников тепло и электроснабжения.

Объектами внедрения циклов с ГТУ могут быть малые и средние промышленные и коммунальные котельные, обеспечивающие до 40% суммарной тепловой нагрузки страны.

Одним из эффективных направлений применения ГТУ в теплофикации является их совместная работа с водогрейными котлами и паровыми котлами низкого давления по схеме со сбросом газов в топки указанных котлов. Создание ГТУ ТЭЦ на базе отопительных котельных представляется наиболее дешевым , эффективным и простым техническим решением для снижения затрат топлива на производство электроэнергии.

Реализация таких решений дает следующие преимущества по сравнению с традиционными котельными:

- возможность бесперебойного снабжения собственных нужд котельных;

- экономию топлив, сжигаемых в котельных;

- надежность теплоснабжения жилых районов и промышленных предприятий;

- улучшение экологических показателей энергоисточников.

При этом сохраняется связь котельной с энергосистемой, что обеспечивает надежное покрытие собственных нужд при остановке ГТУ. Кроме того, установленная мощность ГТУ, как правило, превышает потребности собственных нужд котельной, в связи с чем практически всегда имеется возможность отпуска потребителям кроме тепла и электроэнергии.

Неравномерность тепловой нагрузки в течени и года в каждом конкретном случае требует оптимизации соотношения установленной электрической мощности и тепловой мощности котельной. Задача состоит в обеспечении максимальной выработки электроэнергии при минимальной установленной мощности ГТУ. Проведенный ВТИ анализ показывает, что при сбалансированной схеме включения ГТУ и отопительного котла, при которой весь расход выхлопных газов ГТУ направляется в горелки котла, оснащение всех котлов газотурбинными установками нерентабельно, в зависимости от неравномерности отопительной нагрузки ГТУ должно оснащаться 50-70% котлов. Для сжигания в водогрейном котле дополнительного топлива будет использоваться кислород, имеющийся в выхлопных газах, в случае недостатка в них окислителя может быть использован воздух от дутьевого вентилятора. При отключении ГТУ сохраняется возможность автономной работы котла на воздухе от дутьевых вентиляторов.

Что касается электротехнических решений по сооружаемым ГТЭС, то главной проблемой является определение места подключения генераторов ГТЭС в существующую схему электроснабжения предприятия с наименьшими затратами на ее реконструкцию. Как правило, в цепях питания от распределительных устройств 6 или 10 кВ ГТЭС устанавливаются токоограничивающие реакторы для сохранения установленного коммутационного оборудования в существующей схеме предприятия.

Имеются требования Заказчика по выполнению расчетов для всех возможных режимов работы электростанции и прилегающей электрической сети как при параллельной работе с энергосистемой, так и при автономной работе турбоагрегатов, расчетов статической и динамической устойчивости турбоагрегатов. Наиболее существенным фактором, определяющим устойчивость газотурбинных генераторов, является значительно меньший момент инерции газовой турбины по сравнению с паровой и, как следствие, для нарушения устойчивости требуется уже значительно меньшее возмущение.

Характерной особенностью расчетов устойчивости газотурбинных генераторов является резкая зависимость их результатов от выбранных расчетных условий. Изменения установленной мощности ГТЭС, места ее расположения относительно других электростанций и узлов нагрузки, пропускной способности связей ГТЭС с остальной энергосистемой могут значительно изменить оценки динамической устойчивости. Поэтому такие расчеты безусловно должны явиться совместным продуктом как генроектировщиков ГТЭС, так и институтов « Энергосетьпроект». Вопросы устойчивости показывают, что задача обеспечения надежного электроснабжения от ГТЭС существует, она достаточно сложна и многогранна.

Институтом « УралВНИПИЭНЕРГОПРОМ» разработаны «Технико-коммерческие предложения», «Обоснования инвестиций» и рабочая документация для различных объектов с различными схемами включения ГТУ в цикл энергоисточников.

Обзор предлагаемых решений представлен по следующим объектам: энергоисточники на площадках БКПРУ-1 и БКПРУ-4 ОАО « Уралкалий», «ТЭЦ на попутном нефтяном газе « Лукой л-_Пермь», котельные в свердловской области, ПГУ ТЭЦ для КС « Карталинская», реконструкция Новокуйбышевской ТЭЦ-1 с использованием газотурбинных энергоблоков и автономные энергоисточники, работающие на попутном газе и обеспечивающие энергоснабжение нефтедобывающих месторождений ОАО « Сургутнефтегаз»,

ООО « Тюменьтрансгаз» и др.

Энергоисточники на площадках БКПРУ-1 и 4 ОАО « Уралкалий»

Для покрытия нагрузок рудоуправлений 1 и 4 ОАО « Уралкалий» в электроэнергии, паре и горячей воде на отопление зданий и сооружений предусматривается сооружение на обоих промплощадках энергоисточников. В результате вариантных проработок по составу оборудования для разработки рабочего проекта рекомендованы варианты со следующим составом основного оборудования:

БКПРУ-1 – газотурбинная установка Cyclone мощностью 12,9 МВт - 2 шт;

- котел-утилизатор паровой без дожигания топлива на параметры

пара 1,3 МПа, 250 о С - 2 шт;

- котел паровой БЭМ-25/1,4-225 ГМ - 3 шт.

БКПРУ-4 – газотурбинная установка Cyclone мощностью 12,9 МВт - 4 шт;

- котел-утилизатор паровой без дожигания топлива на параметры

пара 1,3 МПа, 250 о С - 4 шт.

Тепловые схемы энергоисточников с поперечными связями.

Оборудование энергомодулей (ГТУ и котел-утилизатор), электротехнической части и ГрЩУ БКПРУ-1 и 4 размещаются в двух пролетном здании. Каркас здания металлический, шаг колонн 6 м. Пролет отделения энергомодулей – 21 м, отделения электротехнических устройств и ГрЩУ – 9 м. Газовые турбины размещаются поперек главного корпуса на отм. 0,0. над газовыми турбинами расположены вертикальные котлы-утилизаторы с насадными трубами для отвода дымовых газов ..

Реконструкция Новокуйбышевской ТЭЦ-1

Для покрытия тепловых нагрузок потребителей в паре и горячей воде предусматривается реконструкция Новокуйбышевской ТЭЦ с применением парогазовых технологий. В результате вариантных проработок по составу оборудования для разработки рабочего проекта рекомендован вариант со следующим составом основного оборудования:

– газотурбинная установка НК-37 мощностью 25 МВт - 6 шт;

- котел-утилизатор паровой с дожиганием топлива на параметры

пара 10,0 МПа, 510 о С - 6 шт;

- паротурбинная установка ПТ-25/30-8,8/1,0 - 3 шт

- котел энергетический Е-220/100 ГМ - 2 шт;

- котел водогрейный КВГМ-180-150 - 2 шт.

Тепловая схема станции с поперечными связями.

Пар от котлов-утилизаторов и энергетических котлов направляется в общий коллектор а затем на паротурбинные установки ПТ-25. Пар из производственных отборов турбин направляется на производство, на РОУ 1,3/0,12 МПа и на пиковые сетевые подогреватели.

Оборудование энергомодулей (ГТУ и котел-утилизатор), электротехнической части и ГрЩУ и паротурбинные установки размещаются в трех пролетном здании. Каркас здания металлический, шаг колонн 6 м. Пролет отделения энергомодулей – 30 м, деаэраторного отделения, отделения электротехнических устройств и ГрЩУ – 7,5 м., машзал – 27 м. Газовые турбины размещаются поперек отделения энергомодулей на отм. 0,0м, над газовыми турбинами расположены вертикальные котлы-утилизаторы с насадными трубами для отвода дымовых газов. Паротурбинные установки расположены вдоль машзала. Оперативная отметка обслуживания турбин – 7,2 м.

Энергетические и водогрейные котлы расположены котельном отделении, их тягодутьевые установки размещаются вне котельного отделения на открытом воздухе.

ТЭЦ « Лукойл-Пермь»

Для покрытия тепловых нагрузок потребителей в горячей воде и электрических нагрузок предусматривается строительство ТЭЦ « Лукойл-Пермь» с применением парогазовых технологий. В результате вариантных проработок по составу оборудования для разработки рабочего проекта рекомендован вариант со следующим составом основного оборудования:

– газотурбинная установка TWINPAC мощностью 54 МВт - 1 шт;

- котел-утилизатор паровой с дожиганием топлива на параметры

пара 3,9 МПа, 440 о С - 2 шт;

- паротурбинная установка ПТ-12/13-3,4/1,0 - 1 шт.

Тепловая схема станции с поперечными связями.

Оборудование газотурбинной установки (ГТУ) размещается в корпусе ГТУ. Котлы-утилизаторы, паротурбинная установка, электротехническая часть и ГрЩУ размещаются в трехпролетном здании. Каркас здания металлический, шаг колонн 9 м., в секции постоянного торца – 6 м. Пролет отделения ГТУ – 27 м, котельного отделения – 18 м, машзал -18 м, электротехнических устройств и ГрЩУ – 12 м.. Газовая турбина размещается вдоль отделения ГТУ на отм. 0,0м. Вертикальные котлы-утилизаторы с насадными трубами для отвода дымовых газов расположены в котельном отделении. Паротурбинные установки расположены вдоль машзала. Оперативная отметка обслуживания турбин – 7,0 м. Между отделением ГТУ и котлов-утилизаторов предусмотрен разрыв величиной 9,0м, в котором установлены КВОУ и байпасные дымовые трубы. Со стороны постоянного торца пристроено здание химводоочистки.

ЭСН КС « Карталинская»

Для покрытия электрических нагрузок и тепловых нагрузок собственных нужд в горячей воде предусматривается строительство ЭСН КС « Карталинская» с применением парогазовых технологий. В результате вариантных проработок по составу оборудования для разработки рабочего проекта рекомендован вариант со следующим составом основного оборудования:

– газотурбинная установка ГТУ-89-20 мощностью 20 МВт - 2 шт;

- котел-утилизатор паровой с дожиганием топлива - 2 шт;

- паротурбинная установка П-6-1,2/0,5 - 2 шт.

Принципиальные решения по тепловой схеме и компоновочным решениям по главному корпусу аналогичны разработанным для ТЭЦ « Лукойл-Пермь».

Реконструкция котельных в Свердловской области.

С целью повышения эффективности использования топлива и решения вопросов электроснабжения котельных электроэнергией для собственных нужд, а также сторонних потребителей были выполнены проработки по установке ГТУ на четырех площадках котельных и перевод их в ГТУ-ТЭЦ:

- котельная РК-2 в г. Асбест – 1хГТУ-6П + КВГМ-50 (существующий);

-котельная РК-3 в г. Асбест – 2хГТУ-6П+КВГМ-50 (существующий);

- котельная «Центральная» МУП ЖКХ г .Березовский – 1хГТУ-2,5П+ ПТВМ-100( сущ);

- котельная МУП « Соцэнерго», г .Североуральск - 1хГТУ-16ПЭР + КВГМ-100 (существующий).

Все газотурбинные установки устанавливаются на открытом воздухе в блочно-контейнерном исполнении. В качестве топлива для ГТУ используется природный газ. Выхлопные газы после ГТУ сбрасываются в существующие водогрейные котлы. В котлах осуществляется дополнительное сжигание топлива для обеспечения номинальной производительности котла. В качестве окислителя используется кислород, содержащийся в выхлопных газах ГТУ, при недостатке окислителя он дополняется от существующих дутьевых вентиляторов за счет кислорода воздуха.

Газотурбинные электростанции на нефтяном попутном газе.

Для энергоснабжения объектов нефтедобычи ОАО « Сургутнефтегаз» электроэнергией выполнено строительство газотурбинных электростанций на базе газовых турбин:

- ГТУ-4П ОАО «Авиадвигатель» – Канитлорская ГТЭС, г .Канитлор, мощностью 24 МВт;

- ГТУ-12ПЭР ОАО «Авиадвигатель» :

- станций электрические газотурбинные (СЭГ) мощностью по 36 МВт Лукьявинского, Биттемского, КНС-17 Лянторского месторождений;

- станций электрические газотурбинные мощностью по 24 МВт КСН-11 Лянторского и Русскинского месторождений;

В качестве топлива на электростанциях используется нефтяной попутный газ. Институтом совместно с ЗАО «Искра-Энергетика» была разработана рабочая документация по перечисленным электрическим газотурбинным станциям.

Разрабатана рабочая документация по электростанциям собственных нужд (ЭСН) Пуровского ЛПУ ООО « Тюменьтрансгаз» мощностью 2,7 МВт, ЭСН Верхнеказымского ЛПУ мощностью 2,5 МВт.


Технико-экономические показатели по объектам ,

проектируемым УРАЛВНИПИЭНЕРГОПРОМ на базе газотурбинных технологий представлены в таблице.

Наименование объекта

и состав основного оборудования

Установл .

электр.

мощность

МВт

Установл .

тепловая

мощность

Гкал/ч.

Удельн .

капвлож .

$/кВт

Удельн .

расход усл .топлива

на отпуск

электроэн .

г /кВтч

Удельн .

расход

усл .топлива

на отпуск

тепла

кг /Гкал

Срок

окупа-емости

лет

Энергоисточники введенные в эксплуатацию

Тюменская ТЭЦ-1. Реконструкция.

U94.2+Е-500-13,8-560ГМ + Т-130/160 -12,8

190/220

220

680,0

223,0

135,0

СЭГ Северных месторождений ( Лукьявинского,

Биттемского , КСН-17 Лянторского) каждая

3*ГТУ-12 ПЭР

36,0

49,2

СЭГ КСН-11 Лянторского месторождения

24,0

32,8

СЭГ Русскинского месторождения

2*ГТУ-12 ПЭР

24,0

32,8

Конитлорская ГТЭС

6*ГТУ-4П + 4*ТО

24,0

16,0

397,0

436,4

170

ЭСН Комсомольского ЛПУ

« Тюменьтрансгаз»

5*ГТУ-4П

20,0

17,0

Энергоисточники проектируемые, новое строительство

ГТЭС на площадке БКПРУ-1

ОАО « Уралкалий»

2*ГТУ CYCLON+2*КГТ-25/1.3-250+

+ 3*БЭМ-25/1.4-225

25,8

75,7

983,6

221,8

160

6,2

ГТЭС на площадке БКПРУ-4

ОАО « Уралкалий»

4*ГТУ CYCLON+ 2*КГТ-25/1,3-250 25,8

51,6

64,2

794,7

187,1

160

5,6

ЭСН для КС « Карталинская»

2*ГТУ -89-20+2*КГТ-38/1,2-270+2хП-6-1,2/0,5

52,0

22,8

779,6

335,0

160

5,6

ЭСН Пуровского ЛПУ « Тюменьтрансгаз»

ГТУ RUSTAN (Великобритания)

2,7

ЭСН Верхнеказымского ЛПУ

ПАЭС-2,5

2,5

Энергоисточники проектируемые, реконструкция действующих ТЭЦ и котельных

Рекострукция Ново-Куйбышевской ТЭЦ-1:

1 очередь. Существующее оборудование:

Энергетические котлы сумм . производ.1660 т/ч

Паровые турбины сумм . мощностью 236 МВт

Полное развитие. Новое оборудование:

6 х(НК-37 + КУ пар.)+ 3хПТ-25

2хЕ-220/100 ГМ, 2хКВГМ-180

236+60

255

1419+

61,2

460,2

619,2

713,8

372,6

( сушеств.

часть-

404,0)

387,8

152,5

152,5

7,0

Котельная РК-2 в г. Асбесте

1*ГТУ-6П + КВГМ-50 (существ.)

6,0

11,6

800

180,2

160

4,4

Котельная РК-3 в г. Асбесте

2*ГТУ-6П + КВГМ-50 (существ.)

12,0

23,2

800

180,2

160

4,4

Котельная «Центральная» МУП ЖКХ

В г. Березовский

1*ГТУ-2,5П+ПТВМ-50 (существ.)

2,5

6,0

800

231,6

800

4,8

Котельная МУП « Соцэнерго»

В г. Североуральск

1*ГТУ-16 ПЭР+ КВГМ-100 (существ.)

16,0

20,3

750

167,0

160

4,5