Применение на электростанциях

Несмотря на то, что преимущества парогазового цикла были впервые доказаны еще в 1950-х годах, этот тип энергогенерирующих установок не получил в России широкого применения. В СССР были построены несколько экспериментальных ПГУ. Примером могут служить энергоблоки мощностью 170 МВт на Невинномысской ГРЭС и мощностью 250 МВт на Молдавской ГРЭС. В последние годы в России введены в эксплуатацию ряд мощных парогазовых энергоблоков. Среди них:

· 2 энергоблока мощностью 450 МВт каждый на Северо-западной ТЭЦ в Санкт-Петербурге;

· 1 энергоблок мощностью 450 МВт на Калининградской ТЭЦ-2;

· 1 ПГУ мощностью 220 МВт на Тюменской ТЭЦ-1;

· 2 ПГУ мощностью 450 МВт на ТЭЦ-27 и 1 ПГУ на ТЭЦ-21 в Москве;

· 1 ПГУ мощностью 325 МВт на Ивановской ГРЭС;

· 2 энергоблока мощностью 39 МВт каждый на Сочинской ТЭС.

В Европе и США подобные установки функционируют на большинстве тепловых электростанций.

История парогазового цикла в России. Перспективы развития

Во всем мире прогресс в теплоэнергетике связывают с решением задач по повышению эффективности, экологичности, снижению материало- и капиталоемкости, повышению надежности и эксплуатационных свойств энергетических установок тепловых электростанций.

Одним из признанных направлений по реализации поставленных задач является широкое внедрение в энергетику комбинированных парогазовых установок (ПГУ). В энергетическом секторе, использующем в качестве топлива природный газ или жидкое топливо, приоритет использования парогазовых установок хорошо известен.^[10]

Идея создания парогазовых установок, использующих в качестве рабочих тел продукты сгорания топлива и водяной пар (бинарные установки), впервые была высказана французским ученым Карно еще в 1824 г в его работе «Размышления о движущей силе огня и о машинах, способных развивать эту силу». Карно предложил схему поршневой парогазовой установки и обосновал основное условие создания эффективных парогазовых установок — использование продуктов сгорания топлива в качестве рабочего тела в области высоких температур с одновременной утилизацией отбросного тепла газов для получения рабочего пара. По мере развития паровых и газовых турбин оказалось возможным практическое осуществление этой идеи гениального ученого, более чем на столетие вперед определившего основные пути развития парогазовых тепловых двигателей.

Первые бинарные парогазовые установки появились в Германии. В 1913 - 1917 Хольцварт осуществил ПГУ на базе ГТУ с пульсирующей камерой сгорания. КПД её не превышал 14%. В 1932 г. фирма «Броун-Бовери» разработали высоконапорный парогенератор «Велокс» в топку которого воздух подавался осевым компрессором, приводом которого служила осевая газовая турбина. В сочетании «Велокса» с паровой турбиной получалась парогазовая установка с нулевой выработкой полезной мощности газовой турбиной.

Рисунок 2.12 - Схема парогенератора Велокс

В России исследования комбинированных термодинамических циклов выполнены в ЦКТИ 1934 — 1940 гг. и продолжены в послевоенные годы.^[10]

В 1944—1945 гг. в ЦКТИ А. Н. Ложкин разработал схему парогазовой установки со сгоранием топлива при постоянном давлении. Теоретические основы комбинированного парогазового цикла с высоконапорным парогенератором (ПГУ с ВПГ) были рассмотрены в работах ЦКТИ (А.Н. Ложкин, А.Э. Гельтман), что позволило повысить эффективность установки за счет параллельного с регенеративной системой паровых турбин подогрева питательной воды. В этот период были разработаны основные принципы комбинирования паровых и газовых турбин, проведен термодинамический анализ парогазовых циклов, выполнено сравнение различных комбинированных схем и выявлено преимущество установок с высоконапорными парогенераторами по сравнению с ПГУ сбросного типа (с низконапорными парогенераторами) и с котлами-утилизаторами.

Начатые в ЦКТИ термодинамические исследования циклов ПГУ получили развитие в работах Одесского политехнического института (под руководством проф. Д,П. Гохштейна), Саратовского политехнического института (под руководством проф. А.И. Андрющенко), Ленинградского политехнического института (под руководством проф. И.И, Кириллова и В.А. Зысина), ЭНИНа, ВТИ и др. На базе разработанных ЦКТИ схем и основного нестандартного оборудования парогазовых установок в Советском союзе были построены и введены в эксплуатацию парогазовые установки:

* 1963г., Ленинград, Первая ЛенГЭС, ПГУ с ВПГ - 6,5 мощностью 6,5 МВт (ηпгу =29,1%) на базе ГТУ-1,5 с начальной температурой газов 720оС;

* 1966÷1970, Ленинград, Блок-ТЭЦ №6, 3 блока ПГУ с ВПГ мощностью 16,5МВт, (η = 35,5) на базе ГТ-700-4-1М с начальной температурой газов 700оС;

* 1972г , Невинномысск, Невинномысская ГРЭС, ПГУ с ВПГ мощностью 200МВт, (η = 43%) на базе ГТ-35 с начальной температурой газов 770оС производства Харьковского турбинного завода.

* 1982г, Молдавская ГРЭС, ПГУ с НПГ мощностью 250МВт, (ηпгу =42%) на базе ГТ-35 с начальной температурой газов 770оС, принципиальная схема на рис. 6. Годовая наработка блоков составляет 7460 часов. Блоки работают в переменной части графика электрических нагрузок с остановом газотурбинных агрегатов ГТ-35-770 и разгрузкой паровых турбин К-210-130 до 40% от полной мощности на ночь. Отработаны режимы автоматического пуска ГТА и их подключения к действующим паровым котлам после ночного останова. Среднеэксплуатационное снижение удельного расхода топлива по сравнению с ПСУ составляет 3-5%

* 1996г., ОПКС "Грязовец", ПГУ с КУ мощностью 35 МВт, (η =37,4), на базе ГТН-25 с начальной температурой газов 770оС.

В последние 15-20 лет существования Советского Союза в энергетике в области парогазовых технологий имела место затяжная пауза, имеющая объективные причины, к числу которых следует отнести:

• нарастающие общие проблемы в экономике СССР, приводившие к централизованному недофинансированию и долгостроям;

• искусственные барьеры между инженерными разработками, материалами и технологиями в оборонной, в частности, авиапромышленности и стационарным энергомашиностроением;

• централизованно формируемая техническая политика в энергетике, в рамках которой явно недооценивались парогазовые технологии, несмотря на огромную долю природного газа в топливном балансе страны (более 30%).

За эти годы в мировом газотурбостроении сменилось несколько поколений агрегатов. Начальная температура газа выросла с 800-850оС до 1200-1300оС и выше. В результате этого была преодолена граница (≈1100 оС), за которой наиболее эффективным типом парогазовой установки становится не ПГУ с ВПГ или НПГ, а ПГУ с котлом-утилизатором (КУ). ^[10]

Одно из очень важных и перспективных направлений реализации парогазовых технологий — это модернизация и техническое перевооружение существующих электростанций с блоками от 150 до 800 МВт.

На электростанциях со значительным остаточным ресурсом энергоблоков, в топливном балансе которых велика доля мазута или угля, но имеется и природный газ в количестве, достаточном для ГТУ, могут использоваться газотурбинные надстройки, превращающие паросиловые блоки в парогазовые:

а) Схема со сбросом уходящих газов ГТУ в топку котла (наиболее рациональна схема с вытеснением регенерации паровой турбины);

б) Схема со сбросом уходящих газов ГТУ в теплообменники и вытеснением регенерации высокого и низкого давления.

в) Схема с установкой за ГТУ парового котла-утилизатора и подачей выработанного пара в паротурбинную часть.^[5]

Обобщая разработки современных ПГУ, можно заключить что:

• Трехконтурная схема с промперегревом представляет на сегодняшний день предельно достигнутый уровень сложности. По линии совершенствования тепловой схемы утилизационного контура ПГУ в направлении увеличения числа уровней давления и ступеней перегрева пара достигнут экономически целесообразный предел.

• Сформировались устойчивые подходы к выбору схемы и типа ПГУ (моно или полиблок, одновальный или двух вальный), учитывающие требования Заказчика, условия эксплуатации и стоимость топлива:

— для работы в базовой части графика электрических нагрузок и при использовании дорогого топлива применяются ПГУ с КУ на три уровня давления пара с промперегревом; при этом ПГУ выполняется в виде дубль-блока мощностью 350÷800 МВт, или моноблока в одновальном исполнении мощностью 300÷450 МВт; последнее свидетельствует о высокой надежности применяемого оборудования, в том числе и ГТУ,

— для работы в переменной части графика с частыми пусками и остановами и использовании дешевых топлив ПГУ с КУ проектируют по более простой схеме утилизационного контура − два давления пара без промперегрева. Уровень мощности блоков колеблется от 350 МВт до 600 МВт.

• Цикл одного давления из-за повышенной температуры уходящих газов (150-170 оС) может применяться в ПГУ мощностью до 100÷150 МВт на промышленных ТЭЦ и при комбинированной выработке тепла и электроэнергии.

Таким образом, изучив особенности парогазовой установки и проанализировав опыт их использования на станциях России, можно сделать вывод, что развитие парогазовых установок и их использования на станциях не только России, но и за рубежом, является одним из наиболее приоритетных направлений современной энергетики, призванных повысить эффективность производства и повышения уровня отрасли.

К основным сильным сторонам парогазовой установки можно отнести следующее:

§ Парогазовые установки имеют электрический КПД порядка 51—58 %

§ Снижение выбросов парниковых газов

§ Существенно меньший расход воды по сравнению с классическими паровыми установками

§ Снижение себестоимости производства электроэнергии

Что касается проекта ПГУ-410 на Среднеуральской ГРЭС, то основными преимуществами данного проекта с учетом специфики станции являются:

§ Замена оборудования, выработавшего свой парковый ресурс

§ Повышение конкурентоспособности электростанции на рынке электро- и теплоэнергии

§ Повышение энергобезопасности Уральского региона

§ Улучшение финансово-экономического положения предприятия

Преимущества площадки Среднеуральской ГРЭС:

Ø Наличие развитой инфраструктуры с возможностью использования действующих общестанционных систем и коммунникаций.

Ø Возможность размещения ПГУ-410 на территории ГРЭС

Ø Обеспечение газом от действующей ГРС.

Ø Наличие существующего источника водоснабжения – о.Исетское.

Ø Наличие дефицита мощности в ОЭС Урала, стабильный рост энергопотребления. ^[19]

Среднеуральская ГРЭС. ПГУ-410