Статья ВАК: Использование газовых турбин для комбинированного производства энергии

Введение

Исследуемая проблема состоит в том, что ранее в СССР, а затем в странах СНГ газотурбинные (ГТУ) и парогазовые (ПГУ) установки использовались в ограниченном количестве, несмотря на очевидность и целесообразность их широкого внедрения. В этой статье указаны основные причины и потенциальная эффективность использования газовых турбин. Рассмотрены принципиальные схемы и конструкции газотурбинных установок, технические и технико-экономические характеристики и оценка целесообразности их использования.

Актуальность проблемы заключается в том, что паротурбинные тепловые электростанции (ТЭС) исчерпали свои возможности повышения эффективности использования топлива и капитальных вложений. В мировой практике природный газ используют в первую очередь в газотурбинных и парогазовых установках. В странах СНГ до последнего времени не было достаточного опыта проектирования, строительства и эксплуатации энергетических ГТУ и ПГУ. Исследования в данной области носили, как правило, эпизодический характер. Необходимо систематизировать результаты этих исследований, провести оценку состояния исследований на мировом уровне, определить программу исследований с учётом региональных особенностей.

Основными производителями электроэнергии в России являются мощные ГЭС, АЭС и ТЭС. Структура установленной мощности электростанций ЕЭС России по состоянию на 31 марта 2019 года приведена в табл. 1.

Распределение тепловых электростанций по установленной мощности следующее: ГРЭС (государственные районные электрические станции) — 38%, ТЭЦ (теплоэлектроцентрали) — 30%. Развитие энергетики России было представлено в «Схеме и программе развития Единой энергетической системы России на 2012–2018 годы» (приказ Минэнерго России от 13 августа 2012 года №387).

В России действуют 163 тепловых электростанции, из которых 124 составляют ТЭЦ с давлением пара 9 МПа и более, суммарная мощность последних — 54,8 ГВт (электрическая). Эти ТЭЦ имеют следующее распределение по мощностям (табл. 2).

Мощность ГТУ и ПГУ составляет 14 ГВт. Это менее 9% от всего парка тепловых электростанций ЕЭС России. Как видно из представленных данных, количество ТЭЦ меньшей мощности незначительно, в связи с чем теплоснабжение городов с численностью населения менее 500 тыс. человек, как правило, осуществляется от котельных. За последние 20 лет доля теплофикационной выработки ТЭС уменьшилась с 34 до 28% [5].

При этом, например, Белгородская область не обременена, как другие регионы, большим количеством морально и физически устаревших паротурбинных электростанций, которые даже после их технического перевооружения не смогут составить конкуренции новым электростанциям, использующим современные газотурбинные технологии. С ростом цен на энергоресурсы до уровня мировых будут расти и тарифы на электроэнергию, производимую на федеральных электростанциях. Поэтому сохранение ориентации на электроснабжение преимущественно от внешних энергоисточников, через Федеральный оптовый рынок электрической энергии и мощности (ФОРЭМ), станет фактором, сдерживающим экономический рост Белгородской области.

Кроме электроэнергии в область по магистральным газопроводам поступает также природный газ, значительная доля которого используется неэффективно — на подогрев воды для горячего водоснабжения и отопления.

Обзор и анализ и современного состояния газовых турбин

В статье [9] рассмотрено и проанализировано состояние мирового и отечественного рынков газотурбинных установок разной мощности. Приведены прогнозы и перспективы выпуска ГТУ.

Газотурбинные установки имеют следующие преимущества [3]: малая стоимость, высокая степень автоматизации всех процессов, незначительное влияние на окружающую среду, маневренность и многое другое. Относительно малая удельная стоимость газотурбинных установок обеспечивается тем, что в схеме ГТУ отсутствуют такие дорогостоящие элементы паротурбинного цикла, как паровой котёл, конденсационная паротурбинная установка с системой технического водоснабжения, водоподготовительная установка. Все эти факторы делают газотурбинную установку в 2–2,5 раза дешевле конденсационной электростанции соответствующей мощности.

С развитием газотурбостроения значительно улучшены технико-экономические характеристики газотурбинных установок. Турбогруппа ГТУ (компрессор, камера сгорания, газовая турбина) выполняется, как правило, как единый блок на одной раме, испытывается на заводе и при монтаже не требует разборки. Турбогруппа доставляется на стандартной железнодорожной платформе, и после монтажа её необходимо подключить только к топливоподаче и электрооборудованию. Строительные работы и монтаж ГТУ длятся от двух до шести месяцев.

КПД газотурбинных установок в последние годы повышается за счёт начальной температуры в камере сгорания до 1100°C. Если в 1960-е годы КПД ГТУ составлял 20%, то в настоящее время достигнут и превышен уровень 40%. Кроме того, значительно увеличился ресурс газотурбинных установок.

К недостаткам ГТУ относят большие потери теплоты с уходящими газами, температура которых достигает 500°C. Однако использование этой теплоты возможно, например, в котлах-утилизаторах, в топках действующих котлов.

Первое практическое применение газовых турбин в энергетике относится к 1932 году, когда швейцарская компания Brown Boveri (ныне Asea Brown Boveri, ABB) применила сетевой компрессор с турбоприводом для наддува котла (так называемый «цикл Веллокса»). Первая электростанция с газовыми турбинами была пущена фирмой Escher Wyss в Швейцарии в 1939 году, и лишь к концу 1940-х газовые турбины нашли применение в энергетике США. В конце 1976 года установленная мощность американских ГТУ составила 45,6 ГВт, то есть приблизительно 8,5% от мощности всех энергетических установок страны. К концу 1975 года в США в эксплуатации находились установки комбинированного цикла общей мощностью около 1000 МВт.

Анализ новых технических решений, связанных с использованием природного газа в электроэнергетике, которые содержатся в зарубежных докладах и других материалах ХIV конгресса Мировой энергетической конференции (МИРЭК) [1], свидетельствует о том, что в Западной Европе, США и Японии широко используются газотурбинные и парогазовые установки с газовыми турбинами единичной мощностью до 200 МВт и с начальной температурой до 1250°C.

В СССР разработка стационарных газовых турбин проходила по двум основным направлениям: в качестве приводов для компрессорных станций на газопроводах и энергетических установок для несения пиковых и полупиковых нагрузок. Таким образом, основная задача советского газотурбостроения на тот период заключалась в строительстве стационарных газовых турбин для привода нагнетателей. В начале 1975 года в эксплуатации находилось более 600 установок с турбинным приводом общей мощностью более 37 ГВт. Тем не менее, к 1975 году были пущены и функционировали около 20 энергетических установок мощностью от 10 до 100 МВт. Они предназначались прежде всего для покрытия пиковых нагрузок, хотя некоторые из них применялись и как базисные. Кроме того, функционировало несколько установок комбинированного цикла.

В настоящее время в импортозамещении и локализации производства в России импортных газовых турбин наметились определённые движения. Например, ООО «Сименс Технологии Газовых Турбин» («СТГТ»), созданное в 2011 году в Санкт-Петербурге, занимается разработкой, сборкой, продажей и обслуживанием газовых турбин мощностью свыше 60 МВт для рынка России и стран СНГ, а также локализацией производства. Завод, построенный с нуля и оснащённый самым высокотехнологичным оборудованием, стал одним из крупнейших предприятий энергетического сектора в регионе. Продуктовая линейка «СТГТ» включает в себя газовые турбины SGT5–2000E мощностью 187 МВт и SGT5–4000F мощностью 329 МВт.

Правительство РФ готово предоставлять субсидии российским организациям на финансовое обеспечение части затрат на проведение научно-исследовательских, опытно-конструкторских и технологических работ в рамках создания производства газовых турбин большой мощности в диапазоне 60–80 и 150–180 МВт с КПД не менее 35% в простом цикле [8]. Примером является ввод в эксплуатацию в Крыму в 2019 году двух газотурбинных электростанций мощностью по 470 МВт — Балаклавской и Таврической ТЭС.

Общее описание газотурбинных установок

Одним из наиболее важных факторов, которые должны быть изучены при разработке ГТУ, является график нагрузки системы. В тех случаях, когда установка рассчитана на использование в течение коротких отрезков времени при высокой нагрузке с частыми пусками и остановами, важно учитывать не только требуемую мощность, но и число планируемых пусков и остановов, а также скорость нагружения установки. Если имеется возможность повышать нагрузку со сравнительно малой скоростью и при этом выполнять все необходимые требования, то износ оборудования будет минимальным. При быстром пуске с быстрым нагружением межремонтный период потребуется сократить.

Как указывалось выше, одними из первых парогазовых установко, реализованных на практике, были газотурбинные надстройки к паротурбинным блокам, в которых выхлопные газы газовой турбины сбрасывались в обычный паровой котёл. Поскольку мощность газотурбинной установки по сравнению с паровой турбиной относительно была мала, этот тип устройств не позволял выявить все преимущества ПГУ.

В связи с этим для дальнейшего анализа рассматриваются две наиболее характерные разновидности парогазовых установок.

1. Парогазовая установка с высоконапорным парогенератором. В данной установке теплота к паротурбинному циклу подводится как от уходящих газов газовой турбины, так и путём расхолаживания продуктов сгорания перед газовой турбиной. Коэффициент избытка воздуха в камере сгорания близок к стехиометрическому.

2. Парогазовая установка с котлом-утилизатором. В данной установке теплота к паротурбинному циклу подводится только от уходящих газов газовой турбины. Для регулирования параметров пара в котле-утилизаторе и повышения тепловой экономичности паротурбинной части цикла возможно дожигание дополнительного топлива в содержащих остаточный кислород уходящих газах. Температура рабочего тела перед газовой турбиной поддерживается регулированием избытка воздуха.

Применение ГТУ в качестве энергетических установок

Внедрение газотурбинных установок в энергетику идёт в двух направлениях: в качестве самостоятельных энергетических установок и в составе ПГУ.

Современные газотурбинные установки мощностью 12–150 МВт с температурой газов перед турбиной 900 до 1200°C имеют КПД на уровне 28–33%, что обеспечивает удельные расходы топлива на выработку электроэнергии 440–370 г. у.т. на 1 кВт·ч. Хотя ГТУ по экономичности заметно уступают паросиловым энергоблокам, благодаря более низким капиталовложениям, простоте сооружений, малой потребности в охлаждающей воде и высоким маневренным характеристикам ГТУ находят применение в качестве пиковых мощностей в энергосистемах (ГРЭС-3 «Мосэнерго», Ивановская и Симферопольская ГРЭС, Краснодарская ТЭЦ) и базовых энергетических установках в отдалённых районах и изолированных энергосистемах (Якутская ГРЭС, НебитДагская ГРЭС, плавучие электростанции «Северное сияние», передвижные электростанции на Севере и т. п.).

Газовые турбины мощностью до 25 МВт, выполненные на базе авиационных и судовых двигателей, имеют независимые валы для привода компрессора (группы компрессоров) и генератора. Мощные современные ГТУ выполняются одновальными с единым приводом компрессора и генератора.

После освоения в энергетическом газотурбостроении газовых турбин с высокими начальными температурами газов (на уровне 1100–1300°C) температура газов на выхлопе газовых турбин достигла значений 520–550°C, и утилизация теплоты стала возможной путём выработки пара достаточных параметров для его использования в мощных паросиловых установках. При применении газовых турбин с более низкими начальными температурами газов, когда на выхлопе их температура составляет 350–450°C, теплота газов может использоваться в котлах паросиловой установки, для подогрева питательной воды и конденсата, для производства пара для технологических нужд, для подогрева сетевой воды.

Наиболее экономичной ПГУ является установка, работающая по чисто утилизационной схеме, в которой утилизируемая теплота уходящих газов используется для производства пара, направляемого в паровую турбину. В утилизационных ПГУ мощность газовых турбин достигает 60–65% мощности энергоблока, а КПД нетто составляет 50–51%. При сооружении новых мощностей на электростанции, сжигающих только газовое топливо, приоритет за ПГУ утилизационного типа неоспорим. В этом типе ПГУ максимальная единичная мощность блока определяется мощностью газовых турбин. Газотурбинная надстройка по мощности может составлять 1/3 мощности паровой турбины, а с учётом повышения мощности паровой турбины, при отключении отбора пара на подогреватель высокого давления (ПВД), мощность блока после надстройки повышается на 50%. КПД ПГУ с вытеснением регенерации на базе блока сверхкритического давления (СКД) мощностью 300 МВт достигает 45%.

В процессе освоения газовых турбин, когда температура газов перед газовыми турбинами определялась величиной от 700 до 800°C, были разработаны парогазовые установки с высоконапорным парогенератором (Невинномысская ГРЭС, ПГУ170). По схеме ПГУ с высоконапорным парогенератором (ВПГ) топливо сжигается в топке под давлением, а теплота сожжённого топлива одновременно используется для производства пара и подачи в газовую турбину горячих газов. Схема сложная, имеет дополнительные камеры сгорания, а сравнительно малая мощность газовой турбины (около 15%) делает цикл малоэкономичным. Основным преимуществом ПГУ с ВПГ являются малые металлоёмкость и габариты котла.

Следует отметить, что для оперативного резерва и пикового режима должны выбираться наиболее дешёвые и мобильные типы газовых турбин. Для полупиковых и базовых режимов (как для автономно работающих ГТУ, так и для ГТУ, работающих в составе ПГУ) должны использоваться наиболее экономичные газотурбинные двигатели.

Специфические условия эксплуатации оборудования ГТУ и ПГУ

Технические требования к ГТУ изложены в ГОСТ 29328–92 «Установки газотурбинные для привода турбогенераторов. Общие технические требования», а также в главе 4.6 «Правил технической эксплуатации электростанций и сетей».

Оборудование ГТУ выполняется в виде блочных конструкций. Блоки должны быть готовыми к монтажу без разборки и ревизии. У ГТУ со свободной турбиной более высокий уровень заброса частоты вращения при сбросах нагрузки. ГТУ с подобными турбинами не могут разворачиваться при пусках от генератора через ТПУ, но на разворот требуются значительно меньшие мощности.

Номинальная скорость пуска и нагружения устанавливается в технических условиях (ТУ) на газотурбинные установки конкретного типа заводом-изготовителем и обычно составляет для ГТУ мощностью до 25 МВт — 10 минут, для ГТУ большей мощности — до 20 минут.

Технико-экономическое обоснование применения ГТУ-ТЭЦ

Самым эффективным способом энергоснабжения и энергосбережения в мировой практике признан способ комбинированного производства электрической и тепловой энергии на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ). При этом для производства электрической энергии в газотурбинных установках используется природный газ, а для производства тепловой энергии — низкопотенциальная теплота отработавшего в турбине газа. За счёт утилизации этого тепла покрывается более 70% годовой потребности в тепловой энергии. Водогрейные котлы, в топках которых сжигается природный газ, используются, как правило, для снятия пиковых тепловых нагрузок в наиболее холодные периоды отопительного сезона и обеспечивают выработку до 30% годовой потребности.

ГТУ малой и средней мощности (от 2,5 до 30 МВт) найдут применение при реконструкции и модернизации систем энергоснабжения промышленных предприятий области, систем теплоснабжения ЖКХ. Газотурбинные установки большой мощности (до 100 МВт и более) целесообразно использовать в системах централизованного теплои электроснабжения крупных городов и горно-металлургического комплекса области.

В настоящее время известно много технологических схем ГТУ, каждая из которых учитывает специфику их применения и предъявляемые к ним требования. Они отличаются друг от друга экономичностью, параметрами и формой теплоносителя, но основная идея высокоэффективного применения ГТУ — утилизация теплоты выхлопных газов (комбинированная схема) на ГТУ-ТЭЦ.

Основными преимуществами газотурбинных электростанций являются:

• низкий удельный расход условного топлива на производство электроэнергии (150–180 г/ кВт·ч) по сравнению с действующими ГРЭС (360–390 г/ кВт·ч);
• меньшие на 30–70% удельные капитальные вложения;
• сокращённые в два-три раза сроки строительства;
• низкая удельная численность эксплуатационного персонала;
• пониженные в два-три раза выбросы вредных веществ в окружающую среду;
• отсутствие потребности в системах технического водоснабжения;
• максимальная приближённость к потребителю (не требуется весьма дорогостоящее строительство дополнительных ЛЭП и подстанций 110–500 кВ);
• значительное сокращение затрат в газодобывающую отрасль и магистральные газопроводы.

При реконструкции существующих котельных дополнительную экономию можно получить путём внедрении комбинированной схемы производства энергии за счёт уменьшения затрат на строительство подъездных путей, здания для ГТУ-ТЭЦ, систем топливоподачи и дымоудаления, водоподготовительной установки и пр.

Один из показателей энергетической эффективности ТЭЦ — удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении; её зависимость на ГТУ-ТЭЦ от КПД газовой турбины представлена на рис. 1.

Применение современных газотурбинных технологий и высокий уровень их самоокупаемости положительно влияет как процесс привлечения инвестиций, так и на наращивание степени надёжности и экономичности основных производств области: сельскохозяйственные перерабатывающие предприятия, горнометаллургический комплекс и др.

В городе Белгороде построены и действуют две газотурбинные ТЭЦ с утилизацией теплоты отработавших газов в котлах-утилизаторах на ГТУ-ТЭЦ «Луч» и на Белгородской ТЭЦ мощностью каждой по 60 МВт (2×30 МВт).

Пути совершенствования теплоэнергетики Белгородской области с использованием ГТУ

Для примера возьмём Белгородскую область. Современное состояние экономики области таково, что при суммарной присоединённой нагрузке потребителей порядка 2 ГВт поставки электроэнергии на 93% осуществляются с федеральных электростанций по магистральным линиям электропередачи — её электроснабжение полностью зависит от ситуации, складывающейся на ФОРЭМ [4]. Сохранение ориентации на электроснабжение области преимущественно от внешних энергоисточников через оптовый рынок электроэнергии и мощности (ОРЭМ) станет одним из основных факторов, сдерживающих её экономический рост.

Основными потребителями электроэнергии в Белгородской области являются устойчиво работающие и постоянно наращивающие своё производство энергоёмкие предприятия одного из крупнейших в мире горно-металлургического комплексов. Область не обременена, как другие регионы, большим количеством морально и физически устаревших паротурбинных электростанций, которые даже после их техперевооружения не смогут составить конкуренции новым электростанциям, использующим современные газотурбинные технологии.

Кроме электроэнергии в область по магистральным газопроводам поступает также природный газ, значительная доля которого используется неэффективно — на подогрев воды для горячего водоснабжения и отопления.

Таким образом, экономика Белгородской области находится в двойной энергетической зависимости, обусловленной: постоянно возрастающим потреблением производимой в других регионах электроэнергии; ростом использования природного газа для покрытия потребности промышленности, а также нагрузок отопления и горячего водоснабжения (80%).

Подъём экономики области немыслим без снижения стоимости энергетической продукции и, как следствие, снижения затрат на производство, например, энергоёмкой продукции её горно-металлургического комплекса.

Реальный путь решения этой проблемы — сократить на 15–20% расход природного газа в промышленности и в жилищно-коммунальном секторе за счёт внедрения энергосберегающих мероприятий и направить его на производство электроэнергии по комбинированному циклу на собственных газотурбинных ТЭЦ (ГТУ-ТЭЦ) [2]. Это, в свою очередь, на 50–70% сократит поставки электроэнергии в область с ОРЭМ.

Одним из путей развития энергетики региона является использование в системах теплоснабжения ГТУ с энергетическим впрыском пара в камеру сгорания — ГТУ-STIG.

ГТУ с энергетическим впрыском пара в камеру сгорания

ГТУ-STIG (Steam Injection Gas Turbine) являются одним из перспективных направлений для применения в источниках централизованного теплоснабжения. Под энергетическим впрыском обычно понимают подачу в камеру сгорания газотурбинной установки пара, произведённого в котле-утилизаторе теплотой уходящих газов газовой турбины, в количестве 10–25% по отношению к расходу воздуха, поступающего через компрессор. Такой впрыск обеспечивает значительный рост КПД (на 20–60%) и мощности ГТУ (в 1,5–2 раза). Подробный обзор состояния разработок ГТУ-STIG (с энергетическим впрыском пара в камеру сгорания) за рубежом представлен в [6, 10–14].

Газотурбинные электростанции эффективнее паротурбинных, а в связи с тем, что впрыск пара в камеру сгорания ГТУ дополнительно повышает их экономичность и экологичность, целесообразнее всего их применение в системах централизованного теплоснабжения городов. ТЭЦ, источники систем теплоснабжения, размещаются, как правило, в центрах теплопотребления в пределах радиуса эффективного теплоснабжения населённого пункта. Поэтому, исходя из вышеизложенного, предлагается в системах централизованного теплоснабжения городов, во-первых, вместо паротурбинных ТЭЦ применять газотурбинные установки, во-вторых, для более эффективного применения ГТУ целесообразно предусматривать в их технологической схеме энергетический впрыск пара.

На рис. 2 показана, как один из предпочтительных вариантов, ГТУ-ТЭЦ с впрыском пара. Эта задача актуальна, например, для Белгородской области, установленная мощность объектов генерации на территории которой — 251 МВт, из них 185 МВт приходится на ТЭЦ и 66 МВт — на станции промышленных предприятий (сахарные заводы). Эти электростанции покрывают менее 5% потребности региона в электроэнергии. Поэтому теплоснабжение потребителей обеспечивается преимущественно от отопительных котельных.

Газотурбинные установки мощностью 25 МВт работают в базовом режиме со сбросом отработавших газов с содержанием кислорода 15% и температурой 450–500°C в ПКУ. Вырабатываемый пар используется: в летний период — преимущественно в качестве энергетического впрыска в ГТУ, в зимний период — преимущественно для подогрева сетевой воды на отопление и горячее водоснабжение потребителей. Пиковая отопительная нагрузка кратковременно покрывается за счёт дополнительного сжигания природного газа в ПКУ.

Основные научно-технические проблемы, которые решаются при создании ГТУ-ТЭЦ по предложенной технологической схеме с впрыском пара в камеру сгорания: подготовка умягчённой воды требуемого качества для восполнения безвозвратных потерь пара на впрыск в камеру сгорания ГТУ с расходом ориентировочно 1 т на 1 МВт·ч; разработка прямоточного парового котла-утилизатора оптимальной конструкции.

Прогноз мирового выпуска газотурбинного оборудования в 2012–2021 годах представлен в [7].

Выводы

Учитывая положительный мировой опыт, уровень развития газотурбинных технологий и наличие природного газа, целесообразно и необходимо использовать ГТУ и ПГУ в топливно-энергетическом комплексе, промышленности, сельском хозяйстве и коммунальной энергетике при техническом перевооружении этих отраслей, проектировании и строительстве новых источников энергии. Повсеместное (в центрах тепловых и электрических нагрузок) внедрение газотурбинных установок позволит сократить потребность экономик регионов в энергетическом топливе и обеспечить прирост энергетических мощностей без строительства новых неэкономичных и сложных паротурбинных КЭС. Для выбора оптимальных вариантов технологических схем и оборудования ГТУ и ПГУ с учётом специфики и климатических условий региона целесообразно проведение комплекса прикладных научно-исследовательских работ. При этом необходимо максимально использовать опыт и технологии передовых зарубежных стран и России.