№ 6
ИЗВЕСТИЯ АКАДЕМИИ НАУК ЭНЕРГЕТИКА
2008
УДК 621.3
© 2008 г. ОЛЬХОВСКИЙ Г.Г., ТУМАНОВСКИЙ А.Г.
ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ В ПЕРИОД ДО 2030 г.
Рассмотрены и обсуждены технологии и оборудование в теплоэнергетике, применяемые в настоящее время. Сделаны прогнозы на будущее до 2030 г. Даны рекомендации для улучшения настоящего положения дел в теплоэнергетике.
Основа российской электроэнергетики - тепловые электростанции, использующие органические топлива. Их общая мощность и количество вырабатываемой ими электроэнергии составляют ~65% мощности и выработки всех электростанций страны.
Созданные, в основном, 20-50 лет назад крупные конденсационные электростанции оснащены энергоблоками 200, 300, 500 и 800 МВт. При мощности ниже 250 МВт они работают с докритическим (14 МПа), выше - сверхкритическим (24 МПа) давлением пара. Для них характерны высокие эксплуатационные показатели.
Особенностью российской электроэнергетики является широкое применение комбинированной выработки электроэнергии и тепла и централизованного теплоснабжения от электростанций.
До настоящего времени потребности страны в новых энергетических мощностях и оборудовании многие связывают с исчерпанием имеющимися мощностями их физического ресурса и утратой по этой причине самой возможности их дальнейшей эксплуатации. В действительности такой подход неправилен, так как действующие электростанции и их оборудование морально устарели. Они работают с существенно более низкими, чем возможные уже сейчас, а тем более в перспективе КПД, требуют повышенных объемов ремонтно-восстановительных работ, большей численности обслуживающего персонала; их работа сопровождается большими выбросами в окружающую среду.
Из общих соображений видно, что необходима плановая замена оборудования этих электростанций новым, отвечающим современным (перспективным) требованиям и возможностям. Однако эти соображения не подтверждаются технико-экономическими расчетами, которые выполняются по принятым в нашей стране методикам и отражают сложившуюся в ней экономическую конъюнктуру. Общий итог заключается в том, что инвестиции в новые технологии и оборудование не выгодны энергокомпаниям даже без учета связанных с ними рисков. Такое положение характерно не только для России, но другие страны (например, Япония и ФРГ) находят возможность в рыночных условиях повышать техническую эффективность своей электроэнергетики. Их опыт целесообразно использовать и в нашей стране.
В настоящее время в топливном балансе российских ТЭС природный газ является одним из основных видов топлива. Ожидаемое существенное повышение цен на природный газ и старение оборудования газомазутных ГРЭС и ТЭЦ приведут в ближайшие пять-десять лет к ухудшению их конкурентоспособности. Поэтому необходимо осуществить техническое перевооружение этих электростанций с радикальным повышением их показателей применением парогазовых технологий.
Современные ГТУ достигли высокого технического совершенства (см. табл. 1). Они работают с начальной температурой газов 1300-1400°С, степенью сжатия 17-23 и КПД при автономной работе до 38,5%.
Основные технические показатели перспективных энергетических ГТУ большой мощности
Тип ГТУ, разработчик и поставщик
Показатель ГТЭ-110 ГТЭ-160 "Дженерал Электрик",
"Машпроект", (У94,2) "Мицубиси"
"Сатурн" ЛМЗ Серийные Перспективные
Мощность, МВт 114,5 157 255-280 335
КПД ГТУ, % 36,0 34,4 37-38,5 39,5
Расход газов, кг/с 362 509 650-660 740
Степень сжатия 14,7 11,1 16-17 21
Температура отработавших газов, °С 517 537 570-610 590
Мощность ПГУ с одной ГТУ, МВт 162 230 380-400 500-530
КПД ПГУ, % 52,5 51,2 57-58 58-62
Таблица 2
Параметры и показатели крупных ГТУ, введенных в эксплуатацию на отечественных ТЭС
ОТ-35 6Т-10С ЬЫ2500+ У64,3Л ГТЭ-110 У94,2 (ГТЭ-160)
Число испытанных ГТУ 1 2 2 1 3 5
Число валов 3 2 2 1 1 1
Обороты силового вала, об/мин 3000 6500 6100 5413 3000 3000
Число ступеней компрессора 10 + 8 11 17 17 15 16
Число ступеней турбины 1 + 2 + 3 2 + 2 2 + 2 4 4 4
Размеры*, м длина 14,1 12,8 17,3 11,0 9,5 14,0
ширина 4,0 4,0 2,63 4,0 12,5
высота 3,7 4,7 2,93 4,8 8,4
Масса**, т 80 77 118 110 60 295
Расчетные показатели
Электрическая мощность, МВт 15,7 28,5 29,2 70 114,5 153,7
КПД, % 29,8 35,5 38,6 36,5 36,0 34,1
Температура до турбины (850) 1140 (1240) 1135 1060 1060
газов, °С за турбиной 381 518 501 571 535 537
Расход воздуха, кг/с 96,2 91,2 80,1 190 367 504
Степень сжатия 12,2 18,0 (23,5) 16,2 14,7 11,4
Полученные при испытания показатели в расчетных условиях Электрическая мощность, МВт 15,7 29,1-29,3 30,6-31,4 КПД, % 31,0 34,3-34,8 39,1-39,5
Концентрации N0., мг/м
22,5
37-39
54-57
65.6
35.7 27
116
35,5
154,8-156 34,2-34,4 39
* Размеры и масса первых трех типов ГТУ относятся к пэкиджу в заводской поставке, последних трех -к турбоблоку.
** Рассчитана по стандарту ИСО.
В 2000-2005 гг. на отечественных электростанциях были введены в действие ПГУ разного типа с параметрами и показателями, приведенными в табл. 2 [1].
Расчетные показатели - мощность на клеммах электрического генератора и рассчитанный по ней КПД - в табл. 2 приведены к стандартным условиям ИСО: наружной температуре 15°С, барометрическому давлению 101,3 кПа, без потерь давления
Рис. 1. Характеристики переменного режима одновальных ГТУ: а - при изменении нагрузки; б - при изменении температуры наружного воздуха; 1 - относительная нагрузка ГТУ, МЭ1; 2 - относительный расход тепла в камеру сгорания, Qкc; 3 - относительный расход воздуха, О ; 4 - относительная температура газов за турбиной; 5 - КПД ГТУ; 6 - открытие ВНА
на входе и выходе ГТУ. При этих же условиях проведено их сравнение с фактически полученными показателями.
Установки 0Т10С и У94.2 (ГТЭ-160) были испытаны в составе ПГУ мощностью 39 МВт (одна ГТУ + один котел-утилизатор + одна паровая турбина) и 450 МВт (две ГТУ со своими котлами-утилизаторами + одна паровая турбина), КПД которых близки к 50%. ГТУ ОТ-35 и ЬМ2500+ установлены на ТЭЦ, газы после этих ГТУ направляются в подогреватели воды, где вырабатывается близкое к электрической мощности или даже большее количество тепла.
Испытания ГТУ 0Т10С, ГТЭ-110 и ГТЭ-160 были проведены не только на природном газе, являющемся для них основным топливом, но и на аварийном жидком дизельном топливе, при этом получены практически такие же показатели турбомашин, как и на газе. В случаях, когда испытания на газе и жидком топливе приводились без большого разрыва по времени, было обнаружено некоторое (на ~2%) увеличение расхода тепла топлива при одинаковых нагрузках.
Характеристики испытанных ГТУ при частичных нагрузках показаны на рис. 1, а.
Для одновальных ГТУ характерно снижение расхода рабочей среды при постоянной температуре отработавших в турбине газов на начальном этапе разгружения при
(0,5-0,6) < Nэл < 1.0 и снижение температуры газов до Т2т = (0,65-0,75)Т2тном. на холостом ходу при примерно постоянном расходе газов на этапе дальнейшего разгружения.
Регулирование угла установки лопаток входного направляющего аппарата (ВНА) (разворот на ~30° на закрытие) позволяло уменьшать производительность компрессора на 27-30%, КПД компрессора снижался при этом на 6-8%.
Типовые варианты мощных ПГУ
Параметры и показатели
Типоразмеры ГТУ и ПГУ
Мощность ГТУ, МВт Число ГТУ
Мощность паровой турбины, МВт
Число паровых контуров Давление пара ВД, МПа Температура пара ВД, °С Мощность ПГУ, МВт КПД ПГУ, %
60-80 1 2 20 40
1-2 6-9 480-500 120 240
100-130 1 2 55 110
1-2 8-10 480-500
160
150-200 1 2 70-90 145-200
2-3 8-12 500-540
325
230
450
250-300 1 2
3
14-24 540-570 400 800
>300 1 2
3 >17 540-570 500 1000
49-51 49-51 49-51 51-52 51-52 51-52 56-58 56-58 57-59 57-59
Использование поворотного ВНА существенно улучшает показатели одновальных ГТУ при изменениях температуры наружного воздуха. Построенные по опытным данным зависимости некоторых из них для ГТУ У94.2 (ГТЭ-160) показаны на рис. 1, б, где приведены зависимости наибольших при данной наружной температуре параметров, соответствующих базовому режиму. Из рис. 1, б, видно, что при низких зимних температурах, когда ограничена мощность ГТУ (?нар < -10°С), можно, прикрывая ВНА, поддерживать примерно постоянные расход и температуру отработавших в турбине газов, а следовательно, паро- или теплопроизводительность утилизирующего их тепло котла (подогревателя) и параметры его теплоносителя.
Газотурбинные установки У94.2, введенные в эксплуатацию на Северо-Западной ТЭЦ в середине 2001 г., работают в базовом режиме. В 2005 г. были проведены плановые ремонты этих ГТУ и их тепловые испытания.
Полученные с их помощью результаты суммированы ниже.
ГТУ 1 ГТУ 2
Общая наработка, ч эквивалентных 32563,5 33256,7
физических 27845,1 29370,4
Число пусков 149 118
Разница полученной при испытаниях до капремонта -(2-2,5) -(1-1,5)
и нормативной мощности, МВт после капремонта 1,2-2,3 0,4-2
повышение 3-4 1,5-3
Из этих результатов следует, что изменения мощности ГТУ, восстановленных в результате ремонта, не превышали 2-2,5%, что, вообще говоря, близко к погрешности их оценки.
В современных энергетических ГТУ большой мощности температура отработавших в турбине газов составляет 550-640°С. Их тепло может быть использовано для теплоснабжения или выработки и перегрева до 540-565°С пара, расширяющегося затем в паровой турбине. КПД таких парогазовых установок, достигнутые уже на действующих ТЭС, составляют 55-59%. Проработаны технически способы их повышения до 60-62%. Кроме высокого КПД, для них характерны умеренная удельная стоимость и высокая надежность.
Ряд готовых вариантов использования в энергетике мощных ПГУ приведен в табл. 3.
Особенно эффективно применение ПГУ и ГТУ при комбинированной выработке электроэнергии и тепла.
Показатели, достижимые при питании распространенных в России (около 300 шт.) теплофикационных турбин Т-100 и ПТ-80 паром, выработанным в котле-утилизаторе
Сравнение показателей паровых и парогазовых установок на ТЭЦ
Оборудование
Показатель Т-100 ПГУ с Т-100 ПТ -80 ПГУ с ПТ-80
Режим работы
Конд. Комб. Конд.
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.