Прогнозы, выполненные ведущими энергетическими организациями, позволяют выделить основные направления развития энергетики в России в ближайшие десятилетия. Среди них можно отметить:
создание высоконадежных автоматизированных энергоблоков с системами технической диагностики, обеспечивающих покрытие соответствующего графика нагрузки;
существенное повышение экономичности производства энергии на ТЭС при улучшении экологических показателей;
применение газотурбинной и парогазовой технологии на ТЭС, сжигающих как природный газ, так и твердое топливо;
применение современных подходов в подготовке и повышении квалификации специалистов для электроэнергетики в ведущих вузах страны.
Современная энергетика характеризуется увеличением выработки электрической и тепловой энергии на органическом топливе. При этом основное внимание уделяется возможности более полного использования энергии этого топлива и максимального улучшения экологических характеристик энергоустановок. Очевидно, что лучшие показатели будут иметь ТЭС с более высоким КПД производства электроэнергии. Минимизация удельных расходов топлива на выработку 1 кВт-ч ориентируется на усовершенствование цикла Ренкина и применяемых материалов энергетического оборудования [1].
Для паротурбинных ТЭС с начальной температурой пара свыше 600°С в европейских странах применяются стали с содержанием хрома 9 - 10% (программа COST501). Длительные предварительные испытания позволили фирме Сименс установить на пылеугольной ТЭС “Шварце Пумпе” (Земля Саксония) самый крупный на сегодняшний день внутренний корпус ЦСД турбины массой 44 т из стального литья [2]. Совершенствование тепловых схем паросиловых установок происходило постоянно, но строительство новых современных пылеугольных энергоблоков потребует значительного повышения экономичности до значений КПД нетто отпуска электроэнергии Линует =45 ^ 46%.
В паровых котлах это связано с повышением параметров генерируемого пара до 30 - 32 МПа и 590 - 620°С при двойном газовом промперегреве, со снижением температуры уходящих газов примерно до 100°С и передачи части их теплоты основному конденсату, с уменьшением гидравлического сопротивления пароводяного тракта [3]. Экономичность в паротурбинных установках можно повысить, используя разработки российских турбостроительных заводов и научно-исследовательских институтов. Значительный опыт модернизации паровых турбин имеет фирма Сименс (реконструкция турбоустановок К-200-130 в Польше и Китае, К-300-240 в Греции, Узбекистане, на Украине).
Методические основы определения тепловой экономичности паросиловых энергетических установок разработаны при активном участии доктора техн. наук В. Я. Рыжкина (1903 - 1981 гг.) [1]. Позднее эти работы были продолжены в области исследования показателей более сложных тепловых схем, в том числе с сушкой топлива, с предварительным подогревом котельного воздуха, а также газотурбинных и парогазовых установок.
Схема тепловых потоков паросилового энергоблока с турбинным экономайзером в конвективной шахте парового котла и с предварительным паровым подогревом котельного воздуха, показанная на рис. 1, а, позволяет определить КПД производства электроэнергии брутто
(1)
где N - электрическая мощность энергоблока; Qс - теплота топлива, подводимого в энергоустановку;
- абсолютный электрический КПД паротурбинной установки
(2)
где Qmy - подвод теплоты к паротурбинной установке; Qra - теплота, сообщаемая конденсату в турбинном экономайзере парового котла; Q,, - теплота предварительного подогрева воздуха;
nтр - КПД транспорта теплоты
(3)
где Qhk - полезная тепловая нагрузка парового котла;
nпк - КПД парового котла (по прямому балансу)
(4)
Рв - доля теплоты предварительного подогрева воздуха
(5)
Очевидно, что КПД парового котла будет снижаться с ростом Рв и увеличиваться при большем подогреве конденсата за счет уходящих из котла газов.
Значительные возможности повышения экономичности энергетических установок, сжигающих, в первую очередь, природный газ, открывает внедрение на электростанциях газотурбинной и парогазовой технологии. Ведущими фирмами при разработке ГТУ достигнуты большие успехи повышения КПД производства электроэнергии при работе по циклу Брайтона (автономный режим с выбросом выхлопных газов в атмосферу). Они получены в результате повышения эффективности охлаждения лопаточного аппарата, использования высококачественных материалов и термобарьерных покрытий, рассчитанных на более высокие начальные температуры газа (до 1500°С), снижения гидравлических потерь и организации экологически более совершенных процессов сжигания топлива [3, 4].
Газотурбинные установки серии “3А” фирмы Сименс являются примером этих достижений. ГТУ V94.3A при номинальной нагрузке 265 МВт имеет КПД производства электроэнергии 38,5% и удельный расход рабочего тела ниже 10 кг/(кВт-ч).
Единственные энергетические установки, позволяющие в конденсационном режиме вырабатывать электроэнергию с КПД нетто, равным 55 - 58%, - это парогазовые установки с котлами-утилизаторами на природном газе. Эти ПГУ широко распространены во многих странах мира, а их доля в балансе мощностей постоянно увеличивается. Пионерами в разработке теории ПГУ являются во многом российские ученые. Значительный вклад в обоснование перспективности ПГУ с котлами-утилизаторами внесли исследования, проведенные в ВТИ.
Рис. 1. Схемы основных тепловых потоков в конденсационных энергетических установках электростанций:
а - паросиловой энергоблок с предварительным подогревом котельного воздуха и с турбинным экономайзером в паровом котле; б - конденсационная парогазовая установка с котлом- утилизатором; в - конденсационная парогазовая установка “сбросного” типа; г - конденсационная парогазовая установка с “параллельной” схемой;
- потери теплоты соответственно в паровом котле, в паротурбинной и газотурбинной установках, в котле-утилизаторе
Высокие показатели экономичности таких ПГУ - результат применения мощных энергетических ГТУ высоких начальных параметров газа, парового процесса с тремя давлениями пара и его промперегревом, одновальной компоновки основного оборудования ПГУ (концепция Сименс). Для этого необходимо обеспечить надежное и бесперебойное снабжение установки природным газом высокого давления (более 3 МПа).
Схема тепловых потоков конденсационной ПГУ с котлами-утилизаторами (рис. 1, б ) позволяет определить показатели экономичности такой ПГУ. В схеме предусмотрено дожигание топлива в среде выхлопных газов энергетической ГТУ для стабилизации параметров пара и воздействия на паропроизводительность котла-утилизатора [5, 6].
Коэффициент полезного действия брутто производства электроэнергии
(6)
где
- электрическая мощность соответственно газотурбинной и паротурбинной установки;
QC - теплота топлива, подводимого в газотурбинную установку; Q^ - теплота топлива, дожигаемого в котле-утилизаторе; n э.авт - электрический КПД ГТУ в автономном режиме; KN - коэффициент снижения мощности энергетической ГТУ при ее работе в схеме ПГУ вследствие дополнительного сопротивления котла-утилизатора
(7)
где
- электрическая мощность ГТУ в автономном режиме свободного выхлопа газов в атмосферу;
Кпгу - коэффициент относительной мощности ПГУ
(8)
Рдж - доля теплоты дожигаемого в котле-утилизаторе топлива
(9)
Повышение эффективности паровой ступени ПГУ и увеличение мощности N " приводит к уменьшению коэффициента Кпгу и к росту экономичности всей установки. Последняя увеличивается и с возрастанием КПД производства электроэнергии ГТУ, а дожигание топлива в котле-утилизаторе снижает экономичность ПГУ. Для одновальной парогазовой установки фирмы Сименс 1S. V94.3A при Кпгу = 0,64, KN = 0,99, Лэавт = 0,38 КПД производства электроэнергии равен 58,8%. В режиме автономной работы энергетической ГТУ (предусмотрена байпасная дымовая труба) формула (6) определяет КПД производства электроэнергии ГТУ, т.е. С? = С "•
Среди большого разнообразия других типов тепловых схем ПГУ можно выделить парогазовые установки “сбросного” типа (рис. 2). В них избыточное количество окислителя в выхлопных газах ГТУ (температура 550 - 600°С, 02вых = 12 13%) используется для сжигания органического топлива в энергетическом паровом котле установки. Эти ПГУ можно рассматривать условно как ПГУ с котлом-утилизатором при предельно возможном дожигании топлива в среде выхлопных газов ГТУ Большой вклад в разработку таких ПГУ, наряду с другими организациями, внесли сотрудники ЦКТИ (г. С.-Петербург).
Коэффициент полезного действия брутто производства электроэнергии в этом случае (рис. 1, в ) можно определить при использовании значения абсолютного электрического КПД паротурбинной установки [формула (2)], КПД транспорта теплоты [формула (3)], коэффициента относительной мощности ПГУ [формула (8)] из зависимости
(10)
где nпк - КПД парового котла (прямой баланс)
(11)
где Q™- теплота топлива, подводимого в паровой котел; Q^- теплота выхлопных газов ГТУ, поступающих в паровой котел;
Рс - отношение теплоты топлива, сжигаемого соответственно в ГТУ и в паровом котле,
(12)
Рут - доля теплоты энергетической ГТУ, отпускаемой с выхлопными газами в паровой котел,
(13)
Экономичность “сбросной” ПГУ уступает соответствующим показателям ПГУ с котлами-утилизаторами и обычно КПД брутто производства электроэнергии не превышает 45 - 46%. Необходимо отметить, что совершенствование современных ГТУ сопровождается повышением температуры выхлопных газов и снижением содержания в них окислителя. Это затрудняет реализацию данной схемы ПГУ особенно при сжигании в котле твердого топлива, хотя при этом существенно сокращается доля используемого природного газа в топливном балансе энергоустановки (Рс = 0,2 ^ 0,25).
Значительно большие возможности для внедрения парогазовой технологии на пылеугольных энергоустановках ТЭС представляет ПГУ с “параллельной” схемой (рис. 3), где соединение котла-утилизатора ГТУ с паровым циклом энергоблока осуществляется только через трубопроводы пара и воды, что значительно проще. Отсутствуют проблемы, связанные со сжиганием топлива в среде выхлопных газов ГТУ, и улучшаются эксплуатационные показатели при частичных нагрузках.
В тех случаях, когда используемая в схеме ПГУ газотурбинная установка не обеспечивает нужные параметры пара в котле-утилизаторе, для их стабилизации дожигают в нем некоторое количество топлива.
Коэффициент полезного действия брутто такой ПГУ определяется в соответствии с рис. 1, г
где
- доля теплоты питательной воды, поступающей в энергетический паровой котел за счет утилизации теплоты выхлопных газов ГТУ в котле-утилизаторе
(15)
где
- теплота питательной воды в котле-утилизаторе;
- доля теплоты пара, генерируемого в котле- утилизаторе и поступающего в паровую турбину,
(16)
где Q^, - теплота генерируемого пара в котле-утилизаторе.
Преимуществом данного типа ПГУ является достаточно простой переход к автономному режиму работы газовойи паровой ступени. В этом случае при
и KN = 1 получаются
Рис. 3. Тепловая схема ПГУ с “параллельной” схемой
выражения КПД производства электроэнергии для паросиловой установки
и для газотурбинной установки лг .
Рис. 2. Тепловая схема “сбросной” ПГУ
В режиме работы по парогазовому циклу коэффициент относительной мощности ПГУ Кпгу = 0,23 ^ 0,28, что обеспечивает достаточное охлаждение выхлопных газов ГТУ При максимальном пропуске пара в паровую турбину приходится снижать нагрузку энергетического парового котла. Ее регулирование в допустимых пределах осуществляется с учетом влияния параметров наружного воздуха на характеристики ГТУ Соблюдаются также ограничения по максимальной нагрузке электрогенератора паровой турбины и по пропуску пара в конденсатор.
Рис. 4. Графики зависимости расхода генерируемого пара в КУ от нагрузки ГТУ (0 = 7°С и = 12°С):
1, 2, 3 - температура наружного воздуха соответственно минус 26°С; минус 4°С, плюс 15°С
Показатели экономичности пылеугольной ПГУ с “параллельной” схемой
Конъюнктура на рынке энергетических ресурсов в России заставляет искать альтернативные источники топлива и среди них на первое место выходит уголь. Применение парогазовой технологии на пылеугольных электростанциях позволяет значительно сократить потребление природного газа при одновременном улучшении показателей экономичности энергетических объектов.
Энергетики России нуждаются в новой угольной политике. Коренной вопрос реформирования топливно-энергетического комплекса (ТЭК), в первую очередь, касается выбора разумной пропорции между нефтегазовым и угольным топливом.
Для пылеугольного энергоблока с паротурбинной установкой типа К-210-130 (ОАО ЛМЗ) в НИЛ “ГТУ и ПГУ ТЭС” МЭИ (с участием М. А. Соколовой) выполнено аналитическое исследование экономичности при его переводе в режим работы по парогазовому циклу. Для сравнения использовались два типа энергетических ГТУ: V64.3A (Сименс) и GT8C (АББ - Невский, С.-Петербург), а в головную часть паровой турбины поступало неизменное количество пара - 168 кг/с. Электрическая мощность ГТУ и всей ПГУ изменялась в зависимости от параметров окружающего воздуха. В котле-утилизаторе генерировался пар высокого давления, подводимый в трубопровод свежего пара.
В таблице приведены основные характеристики рассматриваемой схемы пылеугольной ПГУ (нагрузка ГТУ - 100%). Одним из условий сравнения было совпадение параметров генерируемого в котле-утилизаторе пара с параметрами перегретого пара энергетического парового котла. В отдельных режимах это потребовало дожигания некоторого количества топлива перед котлом-утилизатором в среде выхлопных газов ГТУ
Исследование показало, что экономичность установки зависит от типа использованной в тепловой схеме ГТУ и наличия дожигания топлива. Влияние параметров наружного воздуха незначительно. Применение ГТУ с “параллельной” схемой повысило экономичность пылеугольного энергоблока, в среднем, на 4%. Исследовались также характеристики котла-утилизатора. Выявлено, что количество генерируемого в котле-утилизаторе пара зависит от параметров выхлопных газов ГТУ, ее нагрузки, недогрева на холодном конце испарителя 01 и недогрева питательной воды до температуры насыщения в экономайзере Это влияние для тепловой схемы ПГУ с ГТУ V64.3A (Сименс) показано на рис. 4 и 5.
Из полученных результатов видно, что изменение паропроизводительности котла-утилизатора ПГУ ограничено этими условиями и параметрами пара паросилового энергоблока.
Установлено также, что экономичность ПГУ зависит от степени вытеснения регенерации низкого давления паротурбинной установки. Ее оптимизация позволяет повысить КПД производства электроэнергии для конкретного режима работы с 43,45 до 44,36%.
Рис. 5. Графики зависимости расхода генерируемого пара в КУ от Д^эы (Окт = 201,5 кг/с, Окт = 573°С):
1, 2, 3 - недогрев 01s на холодном конце испарителя соответственно 4,5; 7; 10
Выводы
- Предложена методика определения показателей экономичности энергетических установок со сложными технологическими схемами, позволяющая выявить факторы, влияющие на выбор оптимального технического решения.
- Выполнен расчетный анализ экономичности и профиля пылеугольной ПГУ с “параллельной” схемой. При докритических параметрах пара и использовании небольшой доли природного газа она может составить конкуренцию пылеугольным энергоблокам суперсверхкритических параметров.
Список литературы
- Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции. М.: Энергоатомиздат, 1987.
- Ридле К., Тауд Р. Электростанции на природном топливе - основа производства электроэнергии. - Siemens Power Journal, 1998, № 3.
- Ольховский Г. Г. Развитие теплоэнергетических технологий. Газотурбинные и парогазовые установки. - В кн.: Сборник научных статей ВТИ “Развитие теплоэнергетики”. М., 1996.
- Дьяков А. Ф., Попырин Л. С., Фаворский О. Н. Перспективные направления применения газотурбинных установок в энергетике России. - Теплоэнергетика, 1997, № 2.
- Энергетические показатели высокоманевренных ПГУ - ТЭЦ с дожиганием топлива / Горюнов И. Т., Цанев С. В., Буров В. Д., Долин Р. Ю. - Электрические станции, 1997, №2.
- Расчет показателей тепловых схем и элементов газотурбинных и парогазовых установок электростанций / Цанев С. В., Буров В. Д. и др. М.: Изд-во МЭИ, 2000.
