История парогазового цикла в России. Перспективы развития

Размещено на http://www.allbest.ru/

Материалы научно-технической конференции

"Энергетическое машиностроение"

ИСТОРИЯ ПАРОГАЗОВОГО ЦИКЛА В РОССИИ. ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ

Петреня Ю.К.

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. 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 950-1000С. Начатые в ЦКТИ термодинамические исследования циклов ПГУ получили развитие в работах Одесского политехнического института, Саратовского политехнического института, Ленинградского политехнического института (под руководством проф. И. Кириллова и В. 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:

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

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

- 1972 г, Невинномысск, Невинномысская ГРЭС, ПГУ с ВПГ мощностью 200 МВт, (з = 43%) на базе ГТ-35 с начальной температурой газов 770С 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, 545/560С 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-160-130 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%;

- 1982 г, Молдавская ГРЭС, ПГУ с НПГ мощностью 250МВт, (зпгу = 42%) на базе ГТ-35 с начальной температурой газов 770С, 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%;

- 1996 г., ОПКС "Грязовец", ПГУ с КУ мощностью 35 МВт, (з = 37,4), на базе ГТН-25 с начальной температурой газов 770С, 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 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 800-850С до 1200-1300С и выше.

В результате этого была преодолена граница (?1100С), 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.

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

2006 г. 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.

Где:

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

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.

теплоэнергетика парогазовый термодинамический

Размещено на Allbest.ru