Портал по тригенерации, когенерации и мини-ТЭЦ

История парогазового цикла в России. Перспективы

развития

Петреня Ю.К., д. ф - м. наук (ОАО "НПО "ЦКТИ"

)

Научно-техническая конференция «Энергетическое машиностроение России – новые решения»

Во всем мире прогресс в теплоэнергетике связывают с решением задач по повышению эффективности, экологичности, снижению материало- и капиталоемкости, повышению надежности и эксплуатационных свойств энергетических установок тепловых электростанций.

Одним из признанных направлений по реализации поставленных задач является широкое внедрение в энергетику комбинированных парогазовых установок (ПГУ). В энергетическом секторе, использующем в качестве топлива природный газ или жидкое топливо, приоритет использования парогазовых установок хорошо известен.

Идея создания парогазовых установок, использующих в качестве рабочих тел продукты сгорания топлива и водяной пар (бинарные установки), впервые была высказана французским ученым Карно еще в 1824 г в его работе «Размышления о движущей силе огня и о машинах, способных развивать эту силу». Карно предложил схему поршневой парогазовой установки и обосновал основное условие создания эффективных парогазовых установок — использование продуктов сгорания топлива в качестве рабочего тела в области высоких температур с одновременной утилизацией отбросного тепла газов для получения рабочего пара. По мере развития паровых и газовых турбин оказалось возможным практическое осуществление этой идеи гениального ученого, более чем на столетие вперед определившего основные пути развития парогазовых тепловых двигателей.

Первые бинарные парогазовые установки появились в Германии. В 1913 - 1917 Хольцварт осуществил ПГУ на базе ГТУ с пульсирующей камерой сгорания (рис. 1). КПД её не превышал 14%.

В 1932 г. фирма «Броун-Бовери» разработали высоконапорный парогенератор «Велокс» (рис. 2) в топку которого воздух подавался осевым компрессором, приводом которого служила осевая газовая турбина

В сочетании «Велокса» с паровой турбиной получалась парогазовая установка с нулевой выработкой полезной мощности газовой турбиной.

В России исследования комбинированных термодинамических циклов выполнены в ЦКТИ 1934 — 1940 гг. и продолжены в послевоенные годы.

В 1944—1945 гг. в ЦКТИ А. Н. Ложкин разработал схему парогазовой установки со сгоранием топлива при постоянном давлении (рис. 3а). Теоретические основы комбинированного парогазового цикла с высоконапорным парогенератором (ПГУ с ВПГ) были рассмотрены в работах ЦКТИ (А.Н. Ложкин, А.Э. Гельтман), что позволило повысить эффективность установки за счет параллельного с регенеративной системой паровых турбин подогрева питательной воды. Принципиальная схема этого предложения приведена на рис. 3б. В этот период были разработаны основные принципы комбинирования паровых и газовых турбин, проведен термодинамический анализ парогазовых циклов, выполнено сравнение различных комбинированных схем и выявлено преимущество установок с высоконапорными парогенераторами по сравнению с ПГУ сбросного типа (с низконапорными парогенераторами) и с котлами-утилизаторами. Принципиальные схемы основных рассмотренных типов ПГУ приведены на рис. 4.

Это преимущество заключается прежде всего в значительном снижении металловложений в высоконапорные парогенераторы по сравнению с котлоагрегатами обычного типа. Кроме того, парогазовые установки с высоконапорными парогенераторами обеспечивают большую экономию топлива как по сравнению с парогазовыми установками других типов, так и по сравнению с раздельными паротурбинными и газотурбинными установками. Это справедливо для ПГУ на базе газовых турбин с начальной температурой газов перед ними до 950÷1 000 ˚С.

Начатые в ЦКТИ термодинамические исследования циклов ПГУ получили развитие в работах Одесского политехнического института (под руководством проф. Д,П. Гохштейна), Саратовского политехнического института (под руководством проф. А.И. Андрющенко), Ленинградского политехнического института (под руководством проф. И.И, Кириллова и В.А. Зысина), ЭНИНа, ВТИ и др.

На базе разработанных ЦКТИ схем и основного нестандартного оборудования парогазовых установок в Советском союзе были построены и введены в эксплуатацию парогазовые установки:

* 1963г., Ленинград, Первая ЛенГЭС, ПГУ с ВПГ - 6,5 мощностью 6,5 МВт (ηпгу =29,1%) на базе ГТУ-1,5 с начальной температурой газов 720оС;

* 1966÷1970, Ленинград, Блок-ТЭЦ №6, 3 блока ПГУ с ВПГ мощностью 16,5МВт, (η = 35,5) на базе ГТ-700-4-1М с начальной температурой газов 700оС;

* 1972г , Невинномысск, Невинномысская ГРЭС, ПГУ с ВПГ мощностью 200МВт, (η = 43%) на базе ГТ-35 с начальной температурой газов 770оС производства Харьковского турбинного завода (принципиальная схема ПГУ на рис. 5).

Годовая наработка блока ПГУ-200 мощностью 200 МВт с ВПГ на параметры пара 13 МПа, 545/560°С на Невинномысской достигла - 7940 час.

В период 1983-1885 г. его наработка на отказ составила 1132-1427 час. против 1070-1140 час у блоков ПСУ с турбинами К-300-240 и 654-885 час. - с турбинами К-800-240.

При проектной температуре газов перед газовой турбиной 770°С и одинаковых в ПГУ и в ПСУ паровых турбинах K-I60-I30 в условиях эксплуатации ПГУ-200 получено сокращение по сравнению с ПСУ:

— по расходу топлива - 8%;

— по металлоемкости ВПГ - 2.5 раза;

— по удельным капзатратам - на 8%.;

* 1982г, Молдавская ГРЭС, ПГУ с НПГ мощностью 250МВт, (ηпгу =42%) на базе ГТ-35 с начальной температурой газов 770оС, принципиальная схема на рис. 6. Годовая наработка блоков составляет 7460 часов. Блоки работают в переменной части графика электрических нагрузок с остановом газотурбинных агрегатов ГТ-35-770 и разгрузкой паровых турбин К-210-130 до 40% от полной мощности на ночь. Отработаны режимы автоматического пуска ГТА и их подключения к действующим паровым котлам после ночного останова. Среднеэксплуатационное снижение удельного расхода топлива по сравнению с ПСУ составляет 3-5%

* 1996г., ОПКС "Грязовец", ПГУ с КУ мощностью 35 МВт, =37,4), на базе ГТН-25 с начальной температурой газов 770оС, принципиальная схема на рис. 7;

1997 г. Несмотря на критику принятых решений по надстройке блока с турбиной Т-250 на Южной ТЭЦ С-Петербурга газотурбинной установкой GT-8C, проект был реализован. Для реконструкции этого энергоблока у концерна АВВ была приобретена газотурбинная установка GT-8C, которая обеспечивает около 50% окислителя, необходимого для работы котла с номинальной паропроизводительностью. Остальные 50% подает дутьевой вентилятор.

Авторами проекта разработана необычная схема (рис. 8), основная особенность которой состоит в том, что охлаждение уходящих газов котла осуществляют не в газоводяных теплообменниках, а в сохраняемом в схеме ПГУ вращающемся регенеративном воздухоподогревателе (РВП) с помощью избыточного воздуха. Последний выполняет роль промежуточного теплоносителя, передающего тепло уходящих газов котла подпиточной или сетевой воде. Данная схема имеет очень

in

сложную систему газовоздухопроводов большого сечения и шиберов, плотность которых недостаточна. Для схемы характерны также неизбежные перетечки в РВП (до 20%), а также отсутствие вытеснения регенерации паровой турбины. Поэтому такая реконструкция паротурбинных энергоблоков путем надстройки газовой турбинной привела к снижению надежности работы установки и к значительным дополнительным потерям тепла. Как показали испытания, парогазовый блок вместо проектного прироста КПД на 1-1,5% обеспечивает ту же экономичность, что паросиловой блок до реконструкции. При использовании рациональной схемы прирост КПД составил бы 2-3% абс. Таким образом, парогазовый блок Южной ТЭЦ Санкт-Петербурга представляет собой, с точки зрения реализации парогазовых технологий, скорее отрицательный пример.

Краткая характеристика парогазовых установок разработанных ЦКТИ приведена в табл. 1

Принципиальная схема ПГУ-320 мощностью 320МВт с внутрицикловой газификацией твердого топлива, разработанная для Кировской ТЭЦ-5, приведена на рис. 9. Показатели разработанных ПГУ с ВЦГ при температуре наружного воздуха 15˚С приведены в табл. 2.

В эти же годы выполнены проекты ПГУ с ВПГ и НПГ мощностью 250÷1000 МВт, включая и ПГУ с внутрицикловой газификацией топлива, предназначенные как для нового строительства, так и для модернизации действующих паросиловых блоков, выработавших ресурс. Показатели разработанных ПГУ приведены в табл. 1. В эти же годы НПО ЦКТИ разрабатывает для Газпрома концепцию ведомственной электростанции мощностью 30÷100 МВт с использованием типов ГТУ, применяемых Газпромом, но в энергетическом варианте. Концепция основана на применении моно и дубль-блочных ПГУ с унифицированными по группам ГТУ котлами-утилизаторами и вспомогательным оборудованием.

В последние 15-20 лет существования Советского Союза в энергетике в области парогазовых технологий имела место затяжная пауза, имеющая объективные причины, к числу которых следует отнести:

• нарастающие общие проблемы в экономике СССР, приводившие к централизованному недофинанасированию и долгостроям;

• искусственные барьеры между инженерными разработками, материалами и технологиями в оборонной, в частности, авиапромышленности и стационарным энергомашиностроением;

• централизованно формируемая техническая политика в энергетике, в рамках которой явно недооценивались парогазовые технологии, несмотря на огромную долю природного газа в топливном балансе страны (более 30%).

За эти годы в мировом газотурбостроении сменилось несколько поколений агрегатов. Начальная температура газа выросла с 800-850оС до 1200-1300оС и выше. В результате этого была преодолена граница (≈1100 оС), за которой наиболее эффективным типом парогазовой установки становится не ПГУ с ВПГ или НПГ, а ПГУ с котлом-утилизатором (КУ). По указанным выше причинам отечественная энергетика как и ЦКТИ оказались не готовы к смене направления развития высокоэкономичных ПГУ с КУ, по которым имевшийся в те годы теоретический и практический задел был подкреплен проектами установок. Безусловно, за ПГУ с ВПГ сохраняется область применения в установках с внутрицикловой газификацией и прямого сжигания твёрдого топлива, а для ПГУ с НПГ — двухтопливные блоки, а также для модернизации существующих паросиловых блоков, выработавших свой ресурс электростанций. Для этих сфер отечественный опыт реализации парогазовых установок чрезвычайно ценен.

С появлением на Российском рынке мощных газотурбинных установок оживились работы по разработке схем и установок с котлами-утилизаторами:

• 2000-2001 гг. ПГУ-450Т на Северо-Западной ТЭЦ г. Санкт-Петербурга. Реализация проекта строительства Северо-Западной ТЭЦ началась в 1993 г. На Северо-Западной ТЭЦ устанавливаются 4 парогазовых блока ПГУ-450Т. В состав каждого блока входят:

• две газовые турбины V-94.2 фирмы Siemens мощностью по 150 МВт;

• два котла-утилизатора П-90 АО «Подольский машиностроительный завод» (новая разработка);

• одна теплофикационная паровая турбина Т-150-7,7 ОАО «ЛМЗ» мощностью 150 МВт (новая разработка);

• три генератора с воздушным охлаждением ТФГ (П)-160-2УЗ АО «Электросила» мощностью 160 МВт (новая разработка).

ПГУ создана по дубль-блочной схеме (рис. 10) с двумя давлениями генерируемого пара с 2-4 ступенчатой системой подогрева сетевой воды. В настоящее время блок успешно эксплуатируется в течение всего 2001 г. и подтверждает все проектные характеристики. Уровень техники блока ПГУ-450Т соответствует 1992-93 гг. - времени начала проекта. Тем не менее, успешная реализация этой ПГУ является серьезным прорывом российской энергетики в области парогазовых технологий.

1 - газотурбинная установка, 2 - электрический генератор, 3 - котел-утилизатор, 4 - паровая турбина, 5 - конденсатор с встроенным пучком, 6 - конденсатные насосы 1 ступени, 7 - блочная обессоливающая установка, 8 - конденсатные насосы 2 ступени, 9 - конденсатор пара уплотнений, 10 - подогреватель низкого давления, 11 - охладитель конденсата бойлеров, 12 - деаэратор, 13 - питательные насосы низкого давления, 14 - питательные насосы высокого давления, 15- теплофикационная установка, 16 - БРОУ ВД, 17 - сетевые насосы 1-го подъема, 18 - сетевые насосы 2-го подъема, 19 - система подготовки подпиточной воды теплосети, 20 - водо-водяной теплообменник подпиточной воды

2005г. Введена в эксплуатацию ПГУ-450Т на Калининградской ТЭЦ-2 по тепловой схеме аналогичной схеме Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга.

2006г. Сооружается ПГУ-325 на Ивановской ТЭЦ по схеме дубль-блок на базе ГТУ-110 производства ОАО "НПО Сатурн". Принципиальная схема ПГУ-325 приведена на рис. 11.

НПО ЦУТИ участвует в разработке схем и проектов современных парогазовых блоков. Наибольший объем проектных проработок касается ПГУ-170 (рис. 12 ) Разработка одновального блока ПГУ выполнялась по инициативе ОАО «Институт Теплоэлектропроект» под патронажем Научного Совета «Теплофизика и Теплоэнергетика» Российской Академии Наук специалистами ОАО «Институт Теплоэлектропроект», ОАО «НПО ЦКТИ», ОАО ЛМЗ, АО «Электросила», АО «Подольский машиностроительный завод», НПО «Сатурн»(ОАО «Рыбинские моторы»). Базой для нее явилась газотурбинная установка ГТУ-110 мощностью 110 МВт, которая в полной комплектации установлена в 2001 г. на стенде Ивановской ГРЭС..

ПГУ-170 позволяет при техническом перевооружении установить в габаритах двух энергоблоков К-200, полностью отработавших ресурс и подлежащих замене, три ПГУ-170.

Аналогичный теплофикационный блок ПГУ-170Т был проработан для установки на ТЭЦ-27 Мосэнерго. В результате были подготовлены исходные требования к блоку и основному оборудованию.

Одно из очень важных и перспективных направлений реализации парогазовых технологий — это модернизация и техническое перевооружение существующих электростанций с блоками от 150 до 800 МВт. Такая модернизация позволяет повысить технический уровень станции до самого современного при сохранении и использовании:

• зданий и сооружений;

• инфраструктуры;

• внешних сетей и коммуникаций;

• части основного и вспомогательного оборудования в зависимости от технического состояния и остаточного ресурса.

На электростанциях со значительным остаточным ресурсом энергоблоков, в топливном балансе которых велика доля мазута или угля, но имеется и природный газ в количестве, достаточном для ГТУ, могут использоваться газотурбинные надстройки, превращающие паросиловые блоки в парогазовые (рис. 13):

а) Схема со сбросом уходящих газов ГТУ в топку котла (наиболее рациональна схема с вытеснением регенерации паровой турбины);

б) Схема со сбросом уходящих газов ГТУ в теплообменники и вытеснением регенерации высокого и низкого давления.

в) Схема с установкой за ГТУ парового котла-утилизатора и подачей выработанного пара в паротурбинную часть (возможна комбинация со схемой «б»)

Все эти схемы могут с успехом применяться и для чисто газовых электростанций.

Отечественные энергетические блоки 300 и 500 МВт хорошо сочетаются с газовыми турбинами ГТЭ-110 ("НПО Сатурн" (ОАО "Рыбинские моторы") и ГТЭ-160 (ОАО ЛМЗ), а ГТ-65 (ОАО ЛМЗ) может быть сочетаема с блоками 200 МВт.

Как показали проработки уровни приростов эффективности при реализации перечисленных 3-х вариантов реконструкции приведены в табл. 3 при использовании ГТЭ-110.

Примечание:

1) Без учёта ограничений по паровой турбине и генератору, которые могут быть преодолены распределением дополнительной мощности на 2-3 блока станции с соответствующим включением в схему

Наиболее просты для использования варианты б) и в), вариант а) наиболее сложен, но и более эффективен, так как реализует полноценную сбросную схема.

Описанные варианты реконструкции принципиально могут быть реализованы и для ТЭЦ на базе ГТУ малой и средней мощности.

В целом можно констатировать, что создание ПГУ на уровне близком к лучшим мировым образцам является совершенно реальной задачей для отечественной промышленности. Доказательство тому успешная реализация всех, включая последние, парогазовых объектов.

Результаты выполненного анализа (рис.14) возможных направлений использования ГТ-65 в составе надстроечных ПГУ различных схем (моно, дубль и трипль-блок) (рис. 15-19) на два и три уровня давления с промперегревом на высокие и сверхвысокие параметры пара позволил определить оптимальные давления в паровых контурах ПГУ на базе ГТ-65 и сделать вывод о том, что применение в ПГУ котлов-утилизаторов с начальной температурой газов свыше 600ºС делает оправданной с термодинамической точки зрения постановку вопроса о сверхкритических параметрах пара в паротурбинном цикле. Общая картина экономических показателей ПГУ различных типов на базе ГТЭ-65 представлена на рис. 20 (а,б) (без дополнительного воздуха для дожигания).

Обобщая разработки современных ПГУ, можно заключить что:

• Трехконтурная схема с промперегревом представляет на сегодняшний день предельно достигнутый уровень сложности. По линии совершенствования тепловой схемы утилизационного контура ПГУ в направлении увеличения числа уровней давления и ступеней перегрева пара достигнут экономически целесообразный предел..

• Сформировались устойчивые подходы к выбору схемы и типа ПГУ (моно или полиблок, одновальный или двух вальный), учитывающие требования Заказчика, условия эксплуатации и стоимость топлива:

— для работы в базовой части графика электрических нагрузок и при использовании дорогого топлива применяются ПГУ с КУ на три уровня давления пара с промперегревом; при этом ПГУ выполняется в виде дубль-блока мощностью 350÷800 МВт, или моноблока в одновальном исполнении мощностью 300÷450 МВт; последнее свидетельствует о высокой надежности применяемого оборудования, в том числе и ГТУ,

— для работы в переменной части графика с частыми пусками и остановами и использовании дешевых топлив ПГУ с КУ проектируют по более простой схеме утилизационного контура − два давления пара без промперегрева. Уровень мощности блоков колеблется от 350 МВт до 600 МВт.

• Цикл одного давления из-за повышенной температуры уходящих газов (150-170 оС) может применяться в ПГУ мощностью до 100÷150 МВт на промышленных ТЭЦ и, как правило, при комбинированной выработке тепла (пара) и электроэнергии/