Парогазовые установки (ПГУ) для генерации электроэнергии имеют бесспорные преимущества перед паротурбинными (ПТУ). Если КПД современных конденсационных ПТУ находится на уровне 3839%, то КПД перспективных ПГУ достигает 55-60%.

Однако когда речь идет о комбинированной выработке электрической и тепловой энергии, то преимущества ПГУ становятся не так очевидны, т.к. КПД выработки электроэнергии на тепловом потреблении в базовом режиме становится практически одинаковым, а выработка тепла у ПТУ значительно выше, чем у ПГУ. котел паротурбинный газовый электроэнергия

Для характеристики тепловой эффективности теплофикационных установок обычно используются следующие понятия:

¦ коэффициент использования теплоты топлива КИТТ:

где Ne - полезная электрическая мощность, МВт; Qt - отпускаемая тепловая мощность, МВт; Ht - общая энергия потребляемого топлива, МВт;

¦ коэффициент эффективности выработки электроэнергии на тепловом потреблении зе

где зк, - КПД котла отопительной котельной.

ОИВТ РАН разработана технологическая схема теплофикационной парогазовой установки на базе авиационного двигателя производства ММПП «Салют», обладающая существенными преимуществами перед традиционными теплофикационными ПТУ и ПГУ

На рис. 3 приводится ее принципиальная схема и дается краткое описание.

Атмосферный воздух сжимается в компрессоре НД (1) до давления 6,3 ата и поступает в воздухоохладитель смешивающего типа (3), где насыщается парами воды и охлаждается за счет ее испарения. Использование воздухоохладителя позволяет сохранить температуру воздуха на выходе из компрессора ВД (2) на проектном уровне исходного газотурбинного двигателя (446 ОС) и сохранить надежный режим работы лопаточного аппарата.

В камеру сгорания ПГУ подается сжатый воздух, природный газ и водяной пар с температурой 285 ОС, обеспечивая параметры рабочего тела перед турбинной группой привода компрессоров 64 ата/1310 ОС при коэффициенте избытка воздуха б=1,12.

Для охлаждения элементов турбинной группы используется водяной пар, что дает возможность повысить температуру рабочего тела сверх расчетной для исходной ГТУ при поддержании температуры металла лопаточного аппарата ниже проектного уровня.

На выходе из группы приводных турбин парогазовая смесь поступает в регенеративный теплообменник (6), где происходит генерация и перегрев впрыскиваемого пара, а также нагрев сетевой воды для нужд теплофикации (Qt).

Главная особенность работы предложенной схемы заключается в том, что в этом теплообменнике поддерживается повышенное давление (3,05 ата), что соответственно повышает парциальное давление водяных паров и позволяет проводить их конденсацию при температурном уровне, достаточном для нагрева сетевой воды до стандартных параметров системы теплофикации.

После теплообменника (6) парогазовая смесь расширяется до атмосферного давления в детандере (7), при этом совершается полезная работа и конденсируется дополнительное количество воды, которое улавливается в сепараторах капельной влаги (8).

Вместе с основным потоком конденсата из теплообменника (6) эта вода поступает в систему сбора и очистки конденсата (9), откуда направляется в воздухоохладитель (3), а затем на генерацию и перегрев пара в теплообменник

(6). Избыточное количество воды, конденсируемое из продуктов сгорания, может быть использовано в любых целях.

Парогазовая установка, созданная по этой схеме, на базе оборудования ГТУ АЛ-31, будет иметь следующие основные показатели:

¦ полезная электрическая мощность - 62,4 МВт;

¦ полезная тепловая мощность - 77,8 МВт;

¦ КПД производства электроэнергии на тепловом потреблении в номинальном режиме - 115,9%;

¦ КИТТ на номинальном режиме - 103,3%;

¦ расход воздуха - 52,4 кг/с;

¦ избыток конденсата - 8,6 т/ч.

Значение КПД и КИТТ, превышающее 100%, не является парадоксом, а вытекает из понятия «низшая теплотворная способность топлива», не учитывающая теплоту конденсации водяных паров, образующихся при окислении водорода топлива.

Поскольку в детандере (7) продукты сгорания метана охлаждаются ниже точки росы, то теплота конденсации водяных паров превращается в работу. В таблице приводится сравнение основных показателей альтернативных теплофикационных установок.

4. Парогазовая установка с впрыском пара в камеру сгорания газовой турбины

Технология создания ПГУ с впрыском пара в камеру сгорания газовой турбины была предложена академиком С.А. Христиановичем в конце 50-х гг прошлого столетия и позднее в литературе получила название STIG. Отличие этой технологии от классической состоит в отсутствии паровой турбины за котлом-утилизатором и использовании вырабатываемого пара для впрыска в камеру сгорания, что увеличивает мощность ГТУ

Увеличение мощности в ПГУ-STIG по сравнению с исходной ГТУ достигается увеличением расхода рабочего тела (впрыск пара в камеру сгорания), повышением давления дополнительного рабочего тела - воды в жидкой фазе (отсутствуют затраты мощности на привод компрессора), исключением использования сжатого воздуха для охлаждения лопаток (замена воздушного охлаждения более эффективным паровым), использованием термодинамически более благоприятных свойств добавляемого рабочего тела (более высокие удельные объемы).

Необходимо подчеркнуть, что ввод пара в камеру сгорания существенно снижает эмиссию NOx особенно при высоких температурах в ней.

Преимуществами ПГУ-STIG по сравнению с традиционными ПТУ являются:

¦ высокий электрический КПД (51-55% по сравнению с 38-43% у ПТУ);

¦ снижение капитальных затрат на 20-25%;

¦ уменьшение себестоимости электроэнергии на 25-30%;

¦ сокращение сроков окупаемости инвестиций в 2-3 раза;

¦ упрощение состава оборудования, снижение массогабаритных показателей;

¦ сокращение срока ввода в эксплуатацию;

¦ улучшение экологических характеристик.

Недостаток ПГУ-STIG - потеря с уходящими газами рабочего тела (воды). Однако если ПГУ-STIG снабдить контактным конденсатором (КК), то эту воду можно вернуть в цикл. В этом случае унос и неполная конденсация паров из продуктов сгорания компенсируются конденсацией дополнительного количества паров воды, образующихся при сжигании природного газа.

При наличии теплового потребителя низкопотенциальное тепло конденсации водяных паров в КК можно направить в тепловую сеть с помощью теплонасосной установки (ТНУ). При этом себестоимость выработки тепла оказывается в 1,6-1,7 раза ниже, чем при комбинированной выработке его турбинами ТЭЦ.

Сотрудниками ОИВТ РАН была проведена оптимизация параметров цикла ПГУ-STIG, а совместно с ОАО «Рыбинские моторы» проработаны эскизные проекты установок мощностью 180 и 300 МВт на базе авиадвигателя РД-36-51.

Очевидно, что перед серийным производством подобных машин должен пройти всестороннюю обкатку пилотный образец в реальной энергосистеме. Создание такого пилотного образца осуществлено на ТЭЦ-28 совместными усилиями ММПП «Салют» и ОАО «Мосэнерго» под научным руководством ОИВТ РАН. Существующая инфраструктура ТЭЦ-28 позволила установить на ней комплексную ПГУ-STIG мощностью до 60 МВт совместно с теплонасосной установкой. Схема установки представлена на рис. 4. Базовым элементом ПГУ является авиационный двигатель АЛ-21, компрессор которого дефорсируется до расхода воздуха 70 кг/с (изменение частоты вращения с 8600 до 6700 об./мин). Силовая турбина имеет лопаточный аппарат, охлаждаемый паром. Пар из котла-утилизатора поступает на существующую паровую турбину ТЭЦ-28 и, отработав в ней до давления 1,05 МПа, возвращается в цикл ПГУ. Отработаны режимы первого этапа освоения установки с впрыском пара до ~11 кг/с, что позволяет увеличить мощность с 25 МВт без впрыска до примерно 40 МВт с впрыском. На втором этапе с впрыском пара до 20 кг/с, планировалось довести мощность до 55-60 МВт.

Параллельно отрабатывались режимы работы оригинальной теплонасосной установки, рабочим телом которой также является водяной пар. Учитывая большие удельные объемы пара при низких температурах, в качестве компрессора ТНУ также использован компрессор авиационного двигателя.

Разработанное и проходящее испытания оборудование позволяет создать комплексную ПГУ-STIG для замены теплофикационных установок с паровыми турбинами Т-100-130. При одинаковом количестве потребляемого природного газа комплекс ПГУ-STIG обеспечит электрическую мощность ~155 МВт, отпуск тепловой энергии составит 160 МВт (на 25 МВт ниже, чем у турбины Т-100), но коэффициент использования топлива возрастет до 97%.

Работы по наладке и освоению ПГУ мощностью 60 МВт финансировались ММПП «Салют» за счет существующих резервов. В 2012 г. эти резервы закончились. В 2013 г. ОАО «Мосэнерго», несмотря на все возражения ОИВТ РАН, работы на ТЭЦ-28 прекратило и установку демонтировало.

Заключение

Рассмотренные технологии повышения эффективности энергетических объектов, предлагаемые ОИВТ РАН, далеко не исчерпывают всего перечня существующих и вновь разрабатываемых энергоэффективных технологий.

С этой точки зрения проблема не в недостатке предложений и не в конкуренции между различными технологиями, а в том, что все они не находят поддержки со стороны энергетических компаний. Последнее лишь частично связано с нежеланием использовать новые отечественные технологии и оборудование. Гораздо более важным является отсутствие действующих образцов оборудования, опыта его эксплуатации, что повышает коммерческие риски компаний. Создание же головных образцов требует капиталовложений, существенно превышающих стоимость серийных изделий. Энергетические компании крайне осторожно идут на такие дополнительные расходы, предпочитая закупать отработанное импортное оборудование. Разрешить эту проблему возможно только на пути частно-государственного партнерства в создании полигонов для отработки новых технологий, образцов новой техники. Затраты на их создание и функционирование должны делиться между государством и бизнесом как минимум поровну. Перечень таких полигонов, после тщательного анализа, должен быть включен в энергетическую стратегию страны с указанием головных организаций, объема и источника финансирования со стороны государства.

Размещено на Allbest.ru