ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ТЭЦ. Существенно повысить эффективность использования газа можно при использовании газотурбинных и парогазовых технологий
 Скачать 147.5 Kb.
|
|
1. Перспективы развития теплоэнергетики Человечество удовлетворяет около 80% своих потребностей в энергии за счет органического топлива: нефти, угля, природного газа. Доля их в балансе электроэнергетики несколько ниже - около 65% (39% - уголь, 16% - природный газ, 9% - жидкие топлива). По прогнозам международного энергетического агентства к 2020 г. при росте потребления первичных энергоносителей на 35% доля органического топлива увеличится до более 90%. Сегодня потребности в нефти и природном газе обеспечены на 50-70 лет. Однако, несмотря на постоянный рост добычи, эти сроки в последние 20-30 лет не уменьшаются, а растут в результате открытия новых месторождений и совершенствования технологий добычи. Что касается угля, то его извлекаемых запасов хватит более чем на 200 лет. Таким образом, нет вопроса о дефиците органического топлива. Дело заключается в том, чтобы наиболее рационально использовать их для повышения жизненного уровня людей при безусловном сохранении среды их обитания. Это в полной мере касается электроэнергетики. У нас в стране основным топливом для тепловых электростанций является природный газ. В обозримой перспективе доля его будет, по-видимому, снижаться, однако, абсолютное потребление электростанциями сохранится примерно постоянным и достаточно большим. По многим причинам - не всегда разумным - он используется недостаточно эффективно. Потребителями природного газа являются традиционные паровые турбинные ТЭС и ТЭЦ, в основном с давлением пара 13 и 24 МПа (их КПД в конденсационном режиме 36-41%), но также и старые ТЭЦ с существенно более низкими параметрами и высокими издержками производства. Существенно повысить эффективность использования газа можно при использовании газотурбинных и парогазовых технологий. Максимальная единичная мощность ГТУ достигла к настоящему времени 300 МВт, КПД при автономной работе - 36-38%, а в многовальных ГТУ, созданных на базе авиадвигателей с высокими степенями повышения давления, - 40% и более, начальная температура газов - 1300-1500 °С, степени сжатия - 20-30. Для обеспечения практического успеха надежности, тепловой экономичности, невысокой удельной стоимости и эксплуатационных затрат сегодня проектируют энергетические ГТУ по простейшему циклу, на максимально достижимую температуру газов (она непрерывно растет), со степенями повышения давления, близкими к оптимальной по удельной работе и по КПД комбинированных установок, в которых используется тепло отработавших в турбине газов. Компрессор и турбина расположены на одном валу. Турбо-машины образуют компактный блок со встроенной камерой сгорания: кольцевой или блочно-кольцевой. Зона высоких температур и давления локализована в небольшом по размерам пространстве, число воспринимающих их деталей невелико, а сами эти детали тщательно отработаны. Эти принципы явились результатом многолетней эволюции конструкции. Большая часть ГТУ мощностью менее 25-30 МВт создана на базе или по типу авиационных или судовых газотурбинных двигателей (ГТД), для которых характерны отсутствие горизонтальных разъемов и сборка корпусов и роторов с использованием вертикальных разъемов, широкое применение подшипников качения, небольшие масса и габариты. Требуемые для наземного применения и эксплуатации на электростанциях сроки службы и показатели готовности обеспечены в авиационных конструкциях с приемлемыми затратами. При мощности более 50 МВт ГТУ проектируется специально для электростанций, и выполняют одновальными, с умеренными степенями сжатия и достаточно высокой температурой отработавших газов, облегчающей использование их теплоты. Для уменьшения размеров и стоимости и повышения экономичности ГТУ мощностью 50-80 МВт выполняют высокооборотными с приводом электрического генератора через редуктор. Обычно такие ГТУ аэродинамически и конструктивно подобны более мощным агрегатам, выполненным для прямого привода электрических генераторов с частотой вращения 3600 и 3000 об/мин. Такое моделирование повышает надежность и сокращает затраты на разработку и освоение. Основным охладителем в ГТУ является цикловой воздух. Системы воздушного охлаждения реализованы в сопловых и рабочих лопатках, с помощью технологий, обеспечивших требуемые свойства при приемлемой стоимости. Применение для охлаждения турбин пара или воды может улучшить показатели ГТУ и ПТУ при тех же параметрах цикла или обеспечить дальнейшее - по сравнению с воздухом - повышение начальной температуры газов. Хотя технические основы для применения систем охлаждения с этими теплоносителями разработаны далеко не так детально, как с воздухом, их внедрение становится практическим вопросом. В ГТУ освоено «малотоксичное» сжигание природного газа. Оно наиболее эффективно в камерах сгорания, работающих на предварительно подготовленной гомогенной смеси газа с воздухом при больших (а=2-2,1) избытках воздуха и с равномерной и сравнительно невысокой (1500-1550 °С) температурой факела. При такой организации горения образование NOX удается ограничить 20-50 мг/м3 при нормальных условиях (стандартно они относятся к продуктам сгорания, содержащим 15% кислорода) при высокой полноте сгорания (концентрации СО<50 мг/м3). Проблема заключается в сохранении устойчивости горения и близких к оптимальным условий горения при изменениях режимов. С разной эффективностью это достигается ступенчатой подачей топлива (включением/отключением тех или иных горелок или зон горения), регулированием расхода поступающего на горение воздуха и дежурным диффузионным факелом небольшой мощности. Воспроизвести аналогичную технологию «малотоксичного» сжигания на жидком топливе значительно труднее. Однако и здесь есть определенные успехи. Важное значение для прогресса стационарных ГТУ имеет выбор материалов и технологий формообразования, обеспечивающих длительные сроки службы, надежность и умеренную стоимость их деталей. Детали турбины и камеры сгорания, которые омываются высокотемпературными газами, содержащими компоненты, способные вызвать окисление или коррозию, и испытывают большие механические и термические нагрузки, изготавливают из сложно-легированных сплавов на основе никеля. Лопатки интенсивно охлаждаются и выполняются со сложными внутренними трактами методом точного литья, позволяющим использовать материалы и получить формы деталей невозможные при иных технологиях. В последние годы все шире применяется литье лопаток с направленной и монокристаллизацией, позволяющее заметно улучшить их механические свойства. Поверхности наиболее горячих деталей защищают покрытиями, препятствующими коррозии и понижающими температуру основного металла. Простота и небольшие размеры даже мощных ГТУ и их вспомогательного оборудования создают техническую возможность их поставки крупными, изготовленными на заводе блоками со вспомогательным оборудованием, трубопроводными и кабельными связями, испытанными и налаженными для нормальной работы. При установке вне здания элементом каждого блока является обшивка (кожух), защищающая оборудование от непогоды и уменьшающая звуковую эмиссию. Блоки устанавливают на плоские фундаменты и состыковывают. Пространство под обшивкой вентилируется. В электроэнергетике России имеется многолетний, хотя и не однозначный опыт эксплуатации ГТУ единичной мощностью от 2,5 до 100 МВт. Удачным примером может служить газотурбинная ТЭЦ, работающая уже более 25 лет в суровых климатических условиях г. Якутска, в изолированной энергосистеме с неравномерной нагрузкой. В настоящее время на электростанциях России эксплуатируются ГТУ, по своим параметрам и показателям заметно уступающие зарубежным. Для создания современных энергетических ГТУ целесообразно объединение усилий энергомашиностроительных и авиадвигательных предприятий на базе авиационной технологии. Уже изготовлена и отрабатывается энергетическая ГТУ мощностью 110 МВт, выпущенная оборонными предприятиями «Маш-проект» (г. Николаев, Украина) и «Сатурн» («Рыбинские моторы»), обладающая вполне современными показателями. Различные типоразмеры ГТУ средней мощности созданы в стране на базе авиационных или судовых двигателей. Несколько установок ГТД-16 и ГТД-25 «Машинпроекта», ГТУ-12 и ГТУ-16П Пермского «Авиадвигателя», АЛ-31СТ «Сатурна» и НК-36 «Двигатели НК» эксплуатируются с наработками в 15-25 тыс. часов на компрессорных станциях магистральных газопроводов. В течение многих лет там эксплуатируются сотни более ранних ГТУ предприятий «Труд» (теперь «Двигатели НК») и «Машпроект». Имеется богатый и, в общем, положительный опыт эксплуатации на электростанциях ГТУ «Машпроекта» мощностью 12 МВт, послуживших основой более мощных ПТ-15. В современных энергетических ГТУ большой мощности температура отработавших в турбине газов составляет 550-640 °С. Их тепло может быть использовано для теплоснабжения или утилизировано в паровом цикле, с повышением КПД комбинированной парогазовой установки до 55-58 %, реально полученных уже в настоящее время. Возможны и практически применяются различные сочетания газотурбинных и паровых турбинных циклов. Среди них доминируют бинарные, с подводом всего тепла в камере сгорания ГТУ, выработкой пара высоких параметров в котле-утилизаторе за ГТУ и использованием его в паровой турбине. На Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга около 2 лет эксплуатируется первая в нашей стране ПТУ бинарного типа. Мощность ее составляет 450 МВт. В составе ПГУ две разработанные фирмой Сименс газовые турбины V94.2 поставки ее совместного с ЛМЗ предприятия Интертурбо, 2 котла-утилизатора и одна паровая турбина. Поставка блочной АСУ ТП для ПГУ выполнена консорциумом западных фирм. Все остальное основное и вспомогательное оборудование поставлено отечественными предприятиями. ПГУ к 01.09.02 г. наработала в конденсационном режиме 7200 ч. при работе на режиме в регулировочном диапазоне (300-450 МВт) со средним КПД 48-49%; ее расчетный КПД 51%. В аналогичной ПГУ с отечественной ГТЭ-110 возможно получение даже несколько более высокого КПД. Еще более высокие КПД, как видно из той же таблицы, обеспечит применение проектируемой сейчас ГТЭ-180 [1]. С использованием проектируемых в настоящее время ГТУ возможно достижение существенно более высоких показателей, не только при новом строительстве, но и при техническом перевооружении действующих ТЭС. Важно, что при техническом перевооружении с сохранением инфраструктуры и значительной части оборудования и реализацией на них бинарных ПГУ возможно достижение близких к оптимальным значений КПД при существенном повышении мощности электростанций. Количество пара, который может быть выработан в установленном за ГТЭ-180 котле-утилизаторе, близко к пропускной способности одного выхлопа паровой турбины К-300. В зависимости от числа сохраняемых при тех перевооружении выхлопов возможно использование 1,2 или 3 ГТЭ-180. Чтобы избежать перегрузки выхлопов при пониженных температурах наружного воздуха, целесообразна трехконтурная схема паровой части с промперегревом пара, в которой большая мощность ПГУ достигается при меньшем расходе пара в конденсатор. При сохранении всех трех выхлопов ПГУ мощностью около 800 МВт размещается в ячейке двух соседних энергоблоков: одна паровая турбина остается, а другая демонтируется. Удельная стоимость тех перевооружения по циклу ПГУ будет в 1,5 и более раза дешевле нового строительства. Аналогичные решения целесообразны при тех перевооружении газо мазутных ГРЭС с энергоблоками 150 и 200 МВт. На них можно будет широко использовать менее мощные ГТЭ-110 [2]. По экономическим соображениям в первую очередь в техническом перевооружении нуждаются ТЭЦ. Для них наиболее привлекательны бинарные ПГУ такого типа, как на Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга, позволяющие резко увеличить выработку электроэнергии на тепловом потреблении и изменять в широких пределах соотношение между электрической и тепловой нагрузкой, сохраняя общий высокий коэффициент использования топлива. Отработанный на Северо-Западной ТЭЦ модуль: ГТУ - котел-утилизатор, генерирующий 240 т/ч пара, может прямо использоваться для питания турбин ПТ-60, ПТ-80 и Т-100. При полной загрузке их выхлопов массовый расход пара через первые ступени этих турбин будет значительно ниже номинального и его можно будет пропустить при характерных для ПГУ-450 пониженных давлениях. Это, а также снижение температуры свежего пара до менее 500-510 °С, снимет вопрос об исчерпании ресурса этих турбин. Хотя это будет сопровождаться снижением мощности паровых турбин, общая мощность блока вырастет более чем в 2 раза, а его КПД по выработке электроэнергии будет независимо от режима (отпуска тепла) существенно выше, чем у лучших конденсационных энергоблоков. Такое изменение показателей радикально влияет на экономичность ТЭЦ. Суммарные издержки на выработку электроэнергии и тепла снизятся, а конкурентоспобность ТЭЦ на рынках обоих видов продукции - как свидетельствуют финансово-экономические расчеты - возрастет. На электростанциях, в топливном балансе которых велика доля мазута или угля, но имеется и природный газ, в количестве, достаточном для питания ГТУ, могут оказаться целесообразными термодинамически менее эффективные газотурбинные надстройки[3]. Для отечественной тепловой энергетики важнейшей хозяйственной задачей является освоение и широкое использование газотурбинных установок с теми параметрами и показателями, которые уже достигнуты в мире. Важнейшей научной задачей является обеспечение проектирования, изготовления и успешной эксплуатации этих ГТУ. Разумеется, сохраняется много возможностей для дальнейшего развития ГТУ и ПГУ и повышения их показателей. За рубежом спроектированы ПГУ с КПД 60% и ставится задача повышения его в обозримом будущем до 61,5-62%. Для этого в ГТУ вместо циклового воздуха используется в качестве охладителя водяной пар и осуществляется более тесная интеграция газотурбинного и парового циклов. Еще большие возможности открывает создание «гибридных» установок, в которых ГТУ (или ПГУ) надстраиваются топливным элементом [4]. Высокотемпературные топливные элементы (ТЭ), твердооксидные или на основе расплавленных карбонатов, работающие при температуре 850 и 650 °С, служат при этом источниками тепла для газотурбинного и парового цикла. В конкретных проектах мощностью около 20 МВт - в основном в США - получены расчетные КПД на уровне 70%. Эти установки спроектированы для работы на природном газе с внутренним реформингом. Возможна, конечно, их работа на синтез газе или чистом водороде, полученных при газификации угля, и создание комплексов, в которых переработка угля интегрирована в технологический цикл. В имеющихся программах ставится задача повышения в перспективе мощности гибридных установок до 300 МВт и более, а их КПД - до 75% на природном газе и 60% на угле. Вторым важнейшим топливом для энергетики является уголь. В России наиболее продуктивные месторождения угля - Кузнецкие и Канско-Ачинские - расположены на юге центральной Сибири. Угли этих месторождений малосернистые. Стоимость их добычи невелика. Однако зона их применения ограничивается в настоящее время из-за высокой стоимости железнодорожных перевозок. В европейской части России, на Урале и Дальнем Востоке транспортные затраты превышают стоимость добычи кузнецких углей в 1,5-2,5 раза, а канско-ачинских - в 5,5-7,0 раз. В европейской части России угли добываются шахтным способом. В основном это каменные угли Печоры, антрациты Южного Донбасса (энергетикам достаются их отсевы - штыб) и бурые угли Подмосковья. Все они высокозольные и сернистые. По природным условиям (геологическим или климатическим) стоимость их добычи велика, а конкурентоспособность при применении на электростанциях трудно обеспечить, особенно при неизбежном ужесточении природоохранных требований и развитии в России рынка энергетических углей. В настоящее время на ТЭС применяются угли, сильно различающиеся по качеству: более 25% общего объема их потребления имеют зольность выше 40%; 18,8% - теплоту сгорания ниже 3000 ккал/кг; 6,8 млн т угля - содержание серы более 3,0%. Общее количество балласта в угле составляет 55 млн т в год, в том числе породы - 27,9 млн т и влаги - 27,1 млн т. Вследствие этого очень важно повышение качества энергетических углей. Перспектива использования углей в электроэнергетике России будет определяться государственной политикой цен на природный газ и уголь. В последние годы существует абсурдное положение, когда газ во многих регионах России дешевле угля. Можно считать, что цены на газ будут расти быстрее и станут через несколько лет выше цен на уголь. Для расширения использования Кузнецких и Канско-Ачинских углей целесообразно создать льготные условия для их железнодорожной перевозки и разрабатывать альтернативные методы транспортирования угля: по воде, по трубопроводам, в обогащенном состоянии и т.д. По стратегическим соображениям в европейской части России необходимо сохранить добычу какого-то количества энергетических каменных углей наилучшего качества и в наиболее продуктивных шахтах, даже если это потребует государственных дотаций. Использование угля на электростанциях в традиционных паровых энергоблоках коммерчески эффективно сегодня и будет эффективно в обозримом будущем. газотурбинный электроэнергетика россия уголь В России уголь сжигается на конденсационных электростанциях, оснащенных энергоблоками 150, 200, 300, 500 и 800 МВт, и на ТЭЦ с котлами производительностью до 1000 т/ч. Несмотря на невысокое качество углей и нестабильность их характеристик при поставке, на отечественных угольных блоках вскоре после их освоения были достигнуты высокие технико-экономические и эксплуатационные показатели. На крупных котлах используется факельное сжигание угольной пыли, в основном с твердым шлакоудалением. Механический недожог не превышает, как правило, 1-1,5% при сжигании каменных и 0,5% - бурых углей. Он увеличивается до q4<4% при использовании низко реакционных тощих углей и антрацитового штыба в котлах с жидким шлакоудалением. Расчетные значения КПД брутто пылеугольных котлов составляют 90-92,5%. При длительной эксплуатации они на 1-2% ниже из-за увеличенных присосов воздуха в газовый тракт, загрязнения и шлакования поверхностей нагрева, ухудшения качества угля. Имеются реальные возможности значительного улучшения КПД котлов. |