Возможность применения монарных парогазовых установок в системе РАО "ЕЭС России"

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Графики потребления электроэнергии (суточные и сезонные) характеризуются значительной неравномерностью. Для покрытия пиковых нагрузок энергосистемы необходимы резервные мощности, к которым предъявляются следующие требования: маневренность, мобильность, быстрый пуск, приемистость, сравнительно невысокая стоимость и экономическая целесообразность. Этим требованиям в полной мере отвечают газотурбинные установки (ГТУ).

Убедительным доказательством эффективности использования ГТУ в энергетике является коэффициент использования тепла топлива, значение которого для комбинированных тепловых схем ГТУ с утилизацией тепла уходящих газов может превышать в усложненных вариантах тепловых схем 90 %, что абсолютно недостижимо при использовании других установок с тепловыми двигателями. Так, средняя величина удельного расхода условного топлива на ТЭЦ России, по данным РАО «ЕЭС России», составляет при КПД %, а на применяющихся в мировой практике блочных газотурбинных электростанциях с комбинированными тепловыми схемами (БГТЭС) эта величина составляет при КПД %, т.е. разница в значениях составляет и %. На сегодняшний день в мире не существует более эффективных энерготехнологий, обладающих таким же уровнем экономии ресурсов.

В себестоимости электроэнергии и тепла доля затрат на топливо превышает 65 %. Чем выше стоимость топлива, тем более выгодно применять БГТЭС. Моральное и физическое старение действующих энергообъектов только усугубляет ситуацию.

Параллельно с энергосбережением при применении БГТЭС улучшаются экологические показатели производства электроэнергии: существенно уменьшаются выбросы токсичных веществ с уходящими газами и соответственно снижается уровень загрязнения окружающей среды.

Выпускаемые в настоящее время газотурбинные установки для электростанций мощностью 10…100 МВт (преимущественно блочно-контейнерного типа) способны вырабатывать тепло и энергию, необходимые городам, районам, поселкам и промышленным предприятиям. Работать они могут как автономно, так и параллельно с другими источниками питания или в централизованной энергосистеме в широком диапазоне режимов нагрузок (базовом, полупиковом, пиковом).

Как показывает опыт США, где ГТУ широко и успешно используются в энергетике на протяжении уже многих десятилетий, основными потребителями энергии, вырабатываемой ГТУ, являются коммунальные службы, на долю которых приходится в настоящее время 70 % общего объема продаж энергоресурсов в этой стране.

Опыт эксплуатации ГТУ блочно-контейнерного и других типов, применяемых в энергетике, показал, что газотурбинные установки для электростанций обладают следующими несомненными преимуществами:

- высокая надежность: показатель наработки до капитального ремонта составляет 25-30 тыс. ч.;

- ресурс основных узлов до 100 - 150 тыс. ч.;

- общий КПД до 85 % и выше достигается не только за счет высокого КПД самой ГТУ (до 50 %), но и за счет утилизации тепла отработавших газов;

- экономичность установок, короткий срок окупаемости (не более 3 лет), небольшой срок строительства;

- коэффициент технической готовности достигает 0,99;

- автоматическая система управления и широкая диагностика технического состояния, простота в управлении, минимальная численность обслуживающего персонала;

- высокие экологические показатели: удельные выбросы NOx в пределах 50…100 мг/нм3, СО - не более 150 мг/нм3 и уровень шума не более 80 мг/нм3.

Следует отметить, что получение общего КПД ГТУ на уровне 93 % возможно лишь в случае комбинированного способа утилизации тепла отработавших газов (регенерация совместно с вводом пара в камеру сгорания, теплофикация, выращивание водорослей, сушка древесины и др.), что чрезмерно усложняет установку, а в ряде случаев просто неосуществимо (БГТЭС, расположенные в труднодоступных и северных районах России). Поэтому необходимо выбрать оптимальный вариант тепловой схемы ГТУ, который может быть осуществлен в системе РАО «ЕЭС России» в любом регионе страны.

Наиболее эффективным способом повышения экономичности газотурбинных установок является утилизация тепла отработавших газов ГТУ, в связи с чем в мировом газотурбостроении различные способы утилизации получили широкое распространение. Температура газов, покидающих газовую турбину, колеблется в пределах 450…550 0С в зависимости от принятой схемы ГТУ и начальных параметров рабочего тела, что открывает широчайшие возможности использования тепла отработавших газов и соответственно существенно повышает показатели экономичности ГТУ. В настоящее время четко определились четыре основных способа использования тепла отработавших газов: регенерация, теплофикация и горячее водоснабжение, парогазовые бинарные установки, ввод горячей воды или пара в камеру сгорания (контактные или форсированные ГТУ или монарные парогазовые установки - МПГУ).

Регенеративные и бинарные парогазовые установки по сравнению с простейшим вариантом ГТУ обеспечивают приблизительно одинаковое повышение коэффициента полезного действия установки - на 10…12 % (абсолютных). Однако дополнительные затраты в случае бинарных ПГУ в 1,5 раза выше, чем для регенеративных установок. Кроме того, бинарные ПГУ громоздки, немобильны, паротурбинная часть неавтономна, и возможны проблемы с использованием полученной дополнительной энергии.

Выполнение ГТУ с теплофикацией возможно лишь при наличии потребителей тепловой энергии. В этом случае общий КПД использования тепла топлива, сжигаемого в камерах сгорания ГТУ, может достигать 85 % при круглогодичной эксплуатации.

Наиболее экономичным и перспективным вариантом утилизации тепла отработавших газов являются контактные или форсированные установки, которые в настоящее время принято называть монарными парогазовыми установками [2, 3]. В них пар (или горячая вода), полученный в теплообменнике (котле-утилизаторе) и нагретый обычно до температуры воздуха, поступающего из компрессора, вводится в тракт высокого давления, например в камеру сгорания или камеру смешения за КС. При этом каждый процент (в долях от расхода воздуха через цикловой компрессор) вводимого пара (или воды) в КС обеспечивает повышение КПД ГТУ приблизительно на 1 %, а мощности - на 3 %. Стоимость дополнительного оборудования в этом варианте ГТУ при вводе пара (воды) до 10 % от расхода воздуха через цикловой компрессор составляет не более 30 % от стоимости ГТУ.

В утилизационном теплообменнике можно получить большее количество горячей воды, чем требуется для ввода в камеру сгорания ГТУ. Избыток горячей воды может быть использован в имеющемся тепловом потребителе (частичная теплофикация). Кроме того, ввод пара в КС установки существенно снижает эмиссию окислов азота NOx - основной составляющей вредных выбросов с отработавшими газами ГТУ.

Монарные установки в настоящее время все больше применяются, поскольку они при сравнительно малых дополнительных затратах обеспечивают значительное повышение мощности и КПД и улучшают экологическую обстановку в районе объекта [3].

Работающие («STJG», США) и отрабатываемые («Водолей», Россия, Украина) монарные установки выполнены по простым тепловым схемам («STJG») или с конденсацией отработавших газов («Водолей») с последующим накоплением конденсата в емкостях [3].

Однако значение температуры отработавших газов на выходе ГТУ (порядка 450-550 °С) позволяет использовать для монарных установок различные высокоэкономичные комбинированные варианты тепловых схем: регенерацию, получение пара (воды) для ввода в КС совместно с теплофикацией и другие варианты, предусматривающие комплексное использование тепла отработавших газов до снижения их температуры ниже100 °С.

С учетом изложенного можно предложить следующие усложненные варианты тепловых схем монарных установок: монарная с регенерацией; монарная с теплофикацией; монарная с регенерацией и теплофикацией.

В работе [5] показано, что максимальной эффективностью обладает комбинированная тепловая схема МПГУ с регенерацией и теплофикацией ( при полугодичной работе с теплофикацией). Однако подобные сложные комбинированные монарные установки требуют значительного времени и затрат на их освоение. Поэтому на первом этапе целесообразно использовать упрощенные схемы монарных установок типа «Водолей» и «STJG» с вводом в КС горячей воды (пара) не более 20 % от расхода воздуха через компрессор. Такие схемы уже находят применение, поскольку они при сравнительно малых дополнительных затратах обеспечивают высокие значения КПД и улучшают экологическую обстановку в районе объекта.

Учитывая необходимость замены на ТЭЦ и ГРЭС РАО «ЕЭС России» большого количества старых, маломощных, низкоэкономичных, неоднократно отслуживших свой срок паротурбинных установок ПТУ на новые, высокоэкономичные, мобильные, достаточно дешевые теплоэнергетические установки, целесообразно остановить выбор на МПГУ с теплофикацией. Такие установки обеспечивают достаточно высокие значения КПД ( при ) при приблизительно одинаковой относительной стоимости с установками «Водолей» и «STJG».

Наличие на ТЭЦ и ГРЭС систем водоподготовки (химводоочистки) является положительным моментом при замене ПТУ на МПГУ, так как эти установки могут быть гармонично использованы в системах теплофикации и ввода подготовленной воды в камеры сгорания МПГУ (без дополнительных затрат на их установку).

Предлагаемая принципиальная тепловая схема монарной парогазовой установки с теплофикацией представлена на рис. 1. В ней предусмотрена установка типового котла-утилизатора (КУ) секционного типа с двумя ступенями подогрева воды: теплофикационной (бойлерной) и пароперегрева (получения пара для последующего его ввода в КС) с системой тонкой очистки воды (ФТО). За котлом-утилизатором предусмотрена установка аппарата воздушного охлаждения отработавших газов (АВО или воздушный конденсатор) с целью получения технического дистиллата с последующим накоплением его в резервуаре питательной воды (РВП) и (при необходимости) использования для водоиспарительного охлаждения (ВИО) циклового воздуха ГТУ в жаркое время года. Температура пара, подаваемого в камеру сгорания установки, обычно равна температуре воздуха, поступающего из компрессора (или может быть выше).

Рис. 1. Тепловая схема монарной установки с теплофикацией: КВОУ - комплексная воздухоочистительная установка; ВИО - воздухо-испарительное охлаждение; ПУ - пусковое устройство; К - компрессор; КС - камера сгорания; ТВД - турбина высокого давления; ТНД - турбина низкого давления (силовая); КУ - котел-утилизатор; Г - генератор электрического тока; РЕ - расходная емкость; ФТО - фильтр тонкой очистки; ПН - питательный насос; ТП - тепловой потребитель; РВП - резервуар питательной воды; ХВО - химводоочистка

газотурбинный монарный пар

Монарная парогазовая установка может работать в широком диапазоне режимов:

- как простейшая ГТУ при отключенной системе теплофикации и подачи пара в КС;

- как монарная парогазовая установка с вводом пара в КС при отключенной системе теплофикации;

- как газотурбинная установка без ввода пара в КС, но с включенной системой теплофикации;

- как монарная парогазовая установка с вводом пара в КС и включенной системой теплофикации.

Во всех указанных вариантах установка может использоваться как базовая, полупиковая или пиковая.

При вводе пара в КС ГТУ преобразуется в монарную парогазовую установку, рабочее тело в которой представляет собой смесь воздуха, продуктов сгорания (СО2+Н2О) и паров воды. При этом мощность, затрачиваемая на привод циклового компрессора ГТУ, практически остается неизменной, т.е. компрессор подает в КС установки то же количество воздуха, что и без ввода пара в КС.

Прирост мощности и теплового перепада энтальпий при вводе пара в КС полностью приходится на силовую турбину, что приводит, наряду с увеличением КПД установки, к повышению коэффициентов полезной работы ц и полезной мощности Ne. На рис. 2 представлены изменения расчетных технико-экономических параметров установки для рассмотренного варианта ГТУ в зависимости от количества вводимого в КС пара . При принятом значении по сравнению с базовыми величинами параметров КПД увеличивается на 11 %, ц - на 11 % и полезная мощность Ne - в два раза. При этом габариты турбины - как компрессорной, так и силовой - остаются неизменными, т.е. при вводе пара в КС турбина при прежних размерах проточной части развивает значительно более высокую мощность.

Рис. 2. Изменение расчетных технико-экономических параметров МПГУ в зависимости от количества вводимого в КС пара

Расчеты показывают, что кинематика потока при вводе пара в проточную часть турбины претерпевает незначительные изменения, т.е. треугольники скоростей близки к подобным, и потери энергии в проточной части турбины практически не меняются. Прочностные характеристики турбины требуют проверки, что приводит на практике к использованию для лопаточного аппарата и дисков силовой турбины более прочных материалов.

Включение теплофикационной системы на работу самой установки влияет весьма слабо (только за счет некоторого увеличения сопротивления выходного тракта ГТУ). При этом ц и Ne останутся неизменными, а увеличится только общий КПД благодаря более полной утилизации тепла отработавших газов.

Переход на монарный вариант работы ГТУ - как с включенной системой теплофикации, так и без нее - дает значительную экономию удельного расхода топлива по сравнению с ТЭЦ с ПТУ. Так, работа ГТУ с включенной системой теплофикации (без ввода пара в КС) дает удельный расход условного топлива (при КПД ГТУ в базовом варианте и ). Если ГТУ работает с включенной подачей пара в КС и теплофикацией, то общий КПД достигает значения , а удельный расход условного топлива составляет при продолжительности отопительного сезона семь месяцев, .

С ориентацией на средний удельный расход условного топлива на ТЭЦ с ПТУ (по данным РАО «ЕЭС России») переход с ПТУ на ГТУ может дать следующие значения стоимости сэкономленного условного топлива на одну установку мощностью Ne=50 МВт за отопительный сезон (в год):

- вариант ГТУ с теплофикацией- С=166 млн руб.;

- вариант ГТУ с теплофикацией и вводом пара в КС- С=206 млн руб.

В расчетах принято: мощность установки Ne=50 МВт; продолжительность отопительного сезона К = 5000 , ; стоимость тонны условного топлива руб.; параметры базовой ГТУ: Т1 = 1343 К, , Ne = 25 МВт, , .

Таким образом, перевод ТЭЦ и ГРЭС РАО «ЕЭС России» с паротурбинных на газотурбинные установки обеспечит значительное повышение технико-экономических показателей, большую экономию топлива, возможность работы в широком диапазоне режимов, быстрый пуск, высокую надежность энергосистемы и улучшение экологической обстановки в районе объекта при сравнительно невысоких затратах, в том числе и времени, на переоборудование ТЭЦ и ГРЭС и малых сроках окупаемости.

Список литературы

1. Арсеньев Л.В. Комбинированные установки с газовыми турбинами/ Л.В. Арсеньев, В.Г. Тырышкин. - Л.: Машиностроение, Ленингр. отд-ние, 1982.-247 с.

2. Дикий Н.А. Судовые газотурбинные установки/ Н.А. Дикий. - Л.: Судостроение, 1978.-265 с.

3. Макар Р.М. Повышение эффективности работы газотурбинных ГПА/Р.М. Макар., Б.И. Шелковский, Б.И. Чабанов, Н.А. Дикий, В.И. Романов // Газовая промышленность.- 1997. - №6.-С. 40-43.

4. Кузьмичев Р.В. О повышении экономичности газотурбинных установок / Р.В. Кузьмичев, А.В. Осипов // Физические процессы и явления, происходящие в теплоэнергетических установках/ под ред. В.Т. Буглаева. - Брянск, 1997. -С.76-80.

5. Кузьмичев Р.В. Монарные ГТУ, аналитический анализ тепловых схем / Р.В. Кузьмичев // Вестник БГТУ. - 2004.- №3.-С. 95-99.

Размещено на Allbest.ru