Оценка технико-экономической эффективности модернизации ГТУ-ТЭС с использованием парогазовой технологии

Крестиками на рисунке показаны зависимости, характеризующие изменение электрической и тепловой мощности ПГУКУ при закрытии ВНА (вариант 1), кружками — при закрытии ВНА, закрытии поворотной диафрагмы ЧНД и включении ПСП (вариант 2), треугольниками — при закрытии ВНА, закрытии поворотной диафрагмы ЧНД, включении ПСП, обводе ПСГ и переводе ГПК на подогрев сетевой воды (вариант 3).

Из табл. 2 и рис. 3 видно, что при использовании предложенного способа разгрузки электрическая мощность ПГУКУ снижается на 37% — этого вполне достаточно для эффективного регулирования электрической мощности в энергосистеме Ленэнерго. Тепловая мощность установки при этом уменьшается на 16%, что в большинстве случаев можно считать приемлемым с учетом ночного естественного снижения тепловой нагрузки за счет горячего водоснабжения. Из рисунка видно также, что при снижении электрической мощности ПГУКУ на заданные 30% ее тепловая мощность снижается на 10%. При этом ГТУ, ПТУ и установку подогрева сетевой воды располагают в разных коэффициент использования теп лоты топлива уменьшается с 0,871 до 0,863, то есть всего на 0,8%.

Размещение нового оборудования на площадках действующих ТЭЦ, особенно старой постройки, — достаточно сложная задача. В данном случае нельзя предложить типовую компоновку, пригодную для многих объектов. Для каждого объекта необходимы индивидуальные технические решения. Вместе с тем существует ряд типовых компоновочных решений, применяемых в этих случаях.

Газотурбинную установку и котел-утилизатор располагают на одной оси, что до минимума сокращает длину высокотемпературного газохода. В составе ПГУ используют вертикальный котел-утилизатор — это позволяет расположить дымовую трубу на каркасе котла и значительно сократить строительные габариты установки. ГТУ и ПТУ в установку подогрева сетевой воды располагают в разных частях здания действующей ТЭЦ. Воздухозаборное устройство компрессора ГТУ устанавливают на крыше машинного зала. Такие технические решения существенно облегчают размещение разрабатываемых ПГУ на ограниченных площадях действующих ТЭЦ. В ряде случаев (при жестких ограничениях по площадям, проблемах с финансированием) для замены устаревшего оборудования действующих ТЭЦ может быть рекомендована ПГУКУ малой мощности, созданная на базе отечественного оборудования. Прототипом такой установки является опытно-промышленная теплофикационная газотурбинная установка с котлом-утилизатором на Безымянской ТЭЦ (ОАО «Самараэнерго»). В ее состав входит газотурбинная установка мощностью 25 МВт, созданная на базе авиадвигателя НК-37, котел-утилизатор ТКУ-б производства ОАО «Красный котельщик» и газовый подогреватель сетевой воды. Небольшие размеры и расположение котла-утилизатора над выхлопной частью ГТУ позволяют разместить эту установку даже в стесненных условиях устаревших ТЭЦ.

Выполненные расчеты по окупаемости парогазовых установок зарубежного производства, при существующих в настоящее время ценах на природный газ и электроэнергию, превышают расчетный срок службы ПГУ.

При изготовлении отечественными производителями таких элементов парогазовых установок, как котлы-утилизаторы, паровые турбины, электрические генераторы, теплообменники, воздухо-заборные устройства, системы шумоглушения, компрессоры для повышения давления природного газа и др., — стоимость ГТУ и ПГУ может быть значительно ниже. С учетом изложенного сроки окупаемости инвестиций в строительство ПГУКУ на действующих ТЭЦ ОАО «Ленэнерго» могут быть близки к мировым.

Повышение эксплуатационных характеристик энергетических установок

В данной работе рассмотрены способы повышения эксплуатационных параметров паротурбинных установок путем интегрирования в их состав газотурбинного энергоблока, основным из которых является утилизация выхлопа газовой турбины для производства пара с требуемым давлением и температурой. Приведены схемы модернизации установок:

- с использованием газовых  турбин с частичным окислением,

- с внешним сгоранием  топлива,

- сжигающих мусор.

Михаил Коробицын — Центр фундаментальных энергетических исследований, Нидерланды

Максимальная температура рабочего тела в газовой турбине значительно выше, чем в паровой, а температура выхлопа гораздо выше температуры наружного воздуха. Поэтому при объединении газовой и паровой турбин в одном цикле общий кпд установки может быть значительно увеличен. Современные энергетические установки комбинированного цикла имеют кпд около 60% из расчета по низшей теплотворной способности топлива (LHV), при относительно низких параметрах парового цикла. Кпд паротурбинных установок со сверхкритическими параметрами пара составляет не более 50%.

Развитие показателей эффективности энергетических установок с прямым (непосредственным) сгоранием топлива представлено на рис. 1. Из результатов различных исследований и разработок по увеличению кпд при выработке электроэнергии следует, что такие установки достигли предела по этому показателю. Повышение максимального давления в цикле Ренкина требует увеличения температуры для полного использования расширения (до режима конденсации), например: при давлении 300 бар температура пара должна быть 650°С. Такие параметры могут быть достигнуты только при использовании специальных высокотемпературных марок стали для котлов и паровых турбин. Это требует дальнейших интенсивных исследований и разработок в области металлургии.

В оптимизации рабочих параметров паровых турбин с 60-х годов XX века практически не было прогресса. Вновь построенные сверхмощные установки имеют те же, а иногда даже более низкие параметры, например, по сравнению с энергетической установкой Eddystone, построенной более 30 лет назад. Для перспективных паротурбинных установок планируется достигнуть кпд около 50%. Использование суперсплавов и аустенитных марок стали позволит получать пар с высокими параметрами (650°С/325 бар).

С другой стороны, достижения в производстве реактивных двигателей и возможность использования дешевого природного газа способствовали быстрому развитию газотурбинных технологий. Современные газотурбинные установки имеют кпд 42% в простом цикле и 58% в комбинированном. Газотурбинный цикл не требует высокого давления, и в современных двигателях степень повышения давления обычно ниже 40. Температура рабочего тела в современных газовых турбинах 1400°С. Таким образом, используются продукты горения с высокой рабочей температурой, близкой к адиабатической температуре пламени. В котлах же с прямым горением максимальная температура пара не так высока. Большая разница между температурой продуктов горения и температурой рабочего тела (пара) ограничивает кпд. Следовательно, интеграция газовой турбины в состав паротурбинной установки может существенно улучшить эксплуатационные показатели.

Необходимо рассмотреть различные варианты интеграции ГТУ в зависимости от того, какие задачи выполняет газовая турбина.

Использование выхлопа газовой турбины в качестве теплоносителя

Выхлоп газовой турбины имеет температуру 42О...55О°С, достаточную для производства пара требуемых параметров. Существующий паровой котел заменяется в данном случае паровым котлом-утилизатором (HRSG). Такая схема называется модернизацией в комбинированный цикл или полной модернизацией. В одном из вариантов (параллельном) для производства пара используются и паровой котел, и котел-утилизатор. Другим вариантом является утилизация выхлопа газовой турбины путем подогрева воды перед подачей в паровой котел.

Использование выхлопа газовой турбины в качестве подогретого воздуха для дожигания в его остаточном кислороде дополнительного топлива

Выхлопные газы ГТУ содержат 14-16% кислорода. Можно использовать этот выхлоп в качестве подогретого воздуха, подавая его в топку котла для дожигания дополнительного топлива. Теоретически расход выхлопных газов, подаваемых из газовой турбины и необходимых для обеспечения требуемого количества кислорода, должен быть на 30% больше расхода обычного воздуха. Но при высокой температуре выхлопа сокращается необходимое количество топлива и, следовательно, количество кислорода. Данная концепция известна как модернизация с использованием «горячего ветра» (горячего наддува -- hot windbox). В этом случае общий кпд установки увеличивается на 3,8%, а количество производимой электроэнергии — на 20-30%.

Использование выхлопа газовой турбины в качестве топлива (неполное окисление топлива в ней)

Частичное окисление метана происходит при субстехиометрических условиях и обычно при высоком давлении. В результате реакции образуется смесь водорода и моно-ксида углерода (СО). Замена обычной камеры сгорания газовой турбины на реактор частичного окисления дает возможность вырабатывать синтетический газ и электроэнергию. Полученный газ может быть направлен в топку парового котла в качестве подогретого топлива.

Интеграция газовой турбины в состав паротурбинной установки (комбинированный цикл с внешним горением)

Уголь, являясь твердым топливом, не пригоден для использования в газовых турбинах, но его химическая энергия может быть направлена в газовую турбину косвенным (непрямым) способом. В установках комбинированного цикла с внешним горением (EFCC) сжатый воздух нагревается в теплообменнике, установленном в топке парового котла. В результате разница между температурой рабочего тела и температурой продуктов горения сокращается, обеспечивая тем самым улучшение эксплуатационных параметров всей установки.

Утилизация твердого мусора

Одним из вариантов объединения газовой турбины и парового котла является интеграция их в установку по утилизации мусора. В связи с агрессивной природой мусора, его утилизация в ГТУ вызывает определенные трудности. В этом случае необходимо избегать шлаковых отложений, общей коррозии и особенно коррозии котла, а также обеспечить достаточное время для сгорания содержащихся в мусоре компонентов. Это достигается размещением трубной обвязки испарителя во втором канале (газоходе), система труб пароперегревателя располагается во втором или третьем канале (газоходе), где температура топочного (дымового) газа падает до приемлемого уровня.

Топочный газ, проходя через котел, охлаждается с 1000°С в радиационной секции до 600...800°С на входе в конвекционную зону. Пройдя систему труб испарителя, газ направляется в пароперегреватель и экономайзер. В результате перегретый пар имеет сравнительно низкую температуру (около 400°С). Температура выхлопа не опускается ниже 200°С, что предотвращает конденсацию агрессивных компонентов. Но в итоге ограничивается кпд парового цикла установки по утилизации мусора.

Некоторое улучшение параметров цикла может быть достигнуто увеличением температуры пара. Для этого необходим дополнительный подогрев воздуха, направляемого в топку котла. Высокая температура выхлопа газовой турбины позволяет улучшить эксплуатационные показатели установки для утилизации мусора. Теплота выхлопных газов может быть использована в котле-утилизаторе, который расположен за газовой турбиной и вырабатывает пар для паровой турбины. Такой вариант параллельной модернизации можно реализовать несколькими путями. Первый — направить пар с низкой температурой и давлением из котла, сжигающего мусор, в ступени паровой турбины среднего давления, а пар из котла-утилизатора, имеющий большие параметры, — в турбину высокого давления. Второй — направить пар из котла установки по утилизации мусора в пароперегреватель/промежуточный пароперегреватель котла-утилизатора, а затем в паровую турбин); Схема параллельной модернизации приведена на рис. 2. Однако в обеих схемах интеграции газовая турбина играет определяющую роль — на нее приходится до 80% расхода топлива, что делает агрегат по утилизации мусора вспомогательным блоком энергетической установки комбинированного цикла.

Другой возможной схемой интеграции является утилизация выхлопа газовой турбины в качестве подогретого воздуха для дожигания в нем дополнительного топлива. В этом случае вместо котла-утилизатора используется только блок пароперегревателя для увеличения температуры пара. Пройдя через пароперегреватель, выхлопные газы направляются в топочную камеру мусоросжигающей установки (рис. 3). Данная схема с горячим наддувом требует намного меньше теплообменных поверхностей, чем параллельная схема.

Анализ эксплуатационных параметров различных схем модернизации, проведенный на основе газовой турбины Frame 6 компании GE, показал, что кпд параллельной схемы немного выше, чем у схемы с горячим наддувом. Однако это было достигнуто за счет газовой турбины — доля природного газа в используемом топливе составила 55%. Кроме того, зона теплообмена в параллельной схеме в два раза больше, чем в схеме с горячим наддувом. Соотношение между величиной неиспользуемой фракции в топливе и общим кпд установки приведено на рис. 4. Линией соединены показатели кпд для двух установок — мусоросжигающей и установки комбинированного цикла, работающей только на природном газе. Анализ эксергии (термодинамическая функция располагаемой работы) показывает положительные результаты горения с использованием выхлопа газовой турбины. Потери эксергии в процессе горения падают с 45 до 36%.

Газовая турбина с частичным окислением

В результате реакции частичного окисления топливо не сгорает полностью из-за отсутствия достаточного количества кислорода, и образуется газовая смесь моноксида углерода (СО) и водорода, называемая синтетическим газом. Обычно температура реакции составляет 1300°С при давлении 20...60 бар. Данные параметры дают возможность включить реактор частичного окисления (ЧО) в газотурбинный цикл. Концепция газовой турбины с реактором ЧО в начале 70-х гг. была предложена Рибессе для каталитического реактора и Христиановичем для газовых турбин, работающих на мазуте. Окисление топлива может быть закончено перед второй ступенью турбины или в топочной камере котла. Предыдущие варианты сравнимы с простым циклом и газотурбинным циклом с промежуточным перегревом в различных конфигурациях и при различных параметрах. Было выяснено, что эксплуатационные параметры двухступенчатой газовой турбины с реактором ЧО сопоставимы с параметрами газотурбинного цикла с промежуточным перегревом. Как показывают исследования Арайя и Кобайяши, достижение высоких эксплуатационных параметров возможно при использовании высокотемпературной ступени из композиционных материалов, армированных углеродным волокном.

Использование газовой турбины с реактором ЧО в цикле может сопровождаться расширением синтетического газа до атмосферного давления, с последующим использованием его в качестве топлива в котле паротурбинной установки (рис. 5.)