Газотурбинные установки парогазовых установок и атомных электростанций

Сферы использования газотурбинных электростанций

Строящаяся (2012 г) ГТЭС мощностью 48 Мвт на Повховском месторождении

Сферы использования газотурбинных электростанций весьма обширны:

• жилищно-коммунальное хозяйство,
• общественные и спортивные сооружения,
• физкультурно-оздоровительные комплексы,
• нефтегазовые месторождения,
• сельское хозяйство,

и другие отрасли экономики.

Имеется возможность получения от газотурбинных электростанций больших количеств бесплатной тепловой энергии, а её использование предполагает возврат инвестиций в обозримые и предсказуемые сроки.

Газотурбинные установки (ГТУ) парогазовых установок (ПГУ) и атомных электростанций (АЭС)

Использование газотурбинной установки совместно с паротурбинной (ПТУ) уменьшает удельный расход теплоты на выработку энергии по сравнению с отдельно работающими ГТУ и ПТУ. Такие установки называются комбинированными парогазовыми (ПГУ). Наиболее перспективны следующие схемы парогазовых установок: с низконапорным и высоконапорным котлами (НПГУ и ВПГУ), а также с подогревом питательной воды выхлопными газами.

Рис.1. Схема парогазовой установки с низконапорным котлом:
1 - генератор ГТУ, 2 - компрессор, 3 - камера сгорания,
4,7 - газовая и паровая турбины, 5 - топливоподача,
6 - котел, 8 - генератор паровой турбины, 9 - конденсатор,
10,11 - конденсатный и питательный насосы

Схема парогазовой установки с низконапорным котлом показана на рис.1. Паротурбинная установка почти не отличается от обычной. Газы из турбины ГТУ поступают в топку котла ПТУ, куда одновременно подается, топливо для их подогрева. Так как в этом случае в топку котла подаются газы повышенной температуры, расход топлива для их подогрева уменьшается, что увеличивает кпд всей установки.

Обычно мощность ГТУ парогазовой установки составляет 12-15% от мощности паровой турбины. Удельный расход теплоты НПГУ по сравнению с ПТУ меньше на 3-5%.

Рис.2. Схема парогазовой установки с высоконапорным котлом:
1,4 — газовая и паровая турбины, 2 — топливоподача, 3 — котел,
5,8 — генераторы паровой турбины и ГТУ, 6 — конденсатор,
7 — экономайзер, 9 — компрессор

Схема парогазовой установки с высоконапорным котлом показана на рис.2. Компрессор 9 подает в топку воздух под давлением 0,4—0,6 МПа. Температура газов, поступающих из топки в газовую турбину, равна 750°С. Из турбины газы поступают в экономайзер. За экономайзером их температура на 150—250°С ниже, чем после отдельной ГТУ. Средняя температура газов в котле повышается из-за наличия ГТУ в схеме паротурбинной установки (по сравнению с отдельной ПТУ). В результате кпд парогазовой установки по сравнению с отдельными ПТУ и ГТУ увеличивается; при этом на 5—8% снижается удельный расход топлива. Вследствие увеличения давления в котле его размеры уменьшаются и снижаются затраты на сооружение станции.

Одним из недостатков ПГУ является некоторое снижение надежности станции из-за усложнения тепловой схемы. Кроме того, в ПГУ с высоконапорным котлом можно применять только жидкое или газообразное топливо, так как при работе на твердых топливах негорючие частицы, содержащиеся в продуктах сгорания, вызывают эрозию лопаток газовой турбины.

Рис.3. Схема паротурбинной установки с подогревом
питательной воды выхлопными газами ГТУ:
1 — компрессор, 2 — камера сгорания, 3 — газовая турбина,
4,5 — подогреватели питательной воды, 6 — котел,
7 — паровая турбина, 8,11 — генераторы,
9 — конденсатор, 10 — питательный насос

Кроме того, ГТУ используют для подогрева питательной воды в паротурбинных установках (рис.3), отключая в часы пик регенеративные отборы паровой турбины и подогревая воду выхлопными газами газовой турбины. Выхлопные газы ГТУ поступают в подогреватель 4, через который пропускают питательную воду. В результате отключения регенерации мощность, вырабатываемая паровой турбиной, увеличивается. Дополнительную мощность вырабатывает также ГТУ. Эту схему применяют для увеличения мощности уже действующей станции без замены котла.

Рис.4. Схема замкнутой ГТУ:
1 — аккумулятор, 2 — регулятор, 3 — регенератор,
4 — атомный реактор, 5 — турбина,
6,8,12 — компрессоры низкого и высокого давления и подкачивающий,
7 — промежуточный охладитель, 9,11 — генераторы, 10 — охладитель

На атомных электростанциях (АЭС) применяют замкнутые ГТУ (рис.4). Рабочее тело сжимается в компрессоре низкого давления 6, охлаждается в промежуточном охладителе 7, сжимается в компрессоре высокого давления 8, а затем поступает в регенератор 3 и атомный реактор 4. Нагретое в атомном реакторе рабочее тело поступает в турбину 5, оттуда — в регенератор 3, а затем — в водяной охладитель 10.

Утечки восполняются подкачивающим компрессором 12, нагнетающим рабочее тело в аккумулятор 1. Через управляемый регулятор 2 рабочее тело при необходимости может подаваться в тракт ГТУ. Турбина и компрессор замкнутой ГТУ имеют небольшие размеры, так как давление в тракте ГТУ может быть значительно выше атмосферного. Однако в результате появления дополнительных агрегатов (промежуточного охладителя) замкнутые ГТУ больше по массе и размерам, чем ГТУ открытого цикла.

Достоинством замкнутых ГТУ является небольшое изменение экономичности при изменении мощности, а также отсутствие эрозии или отложений пыли в проточной части. Замкнутые ГТУ потребляют много воды для охлаждения рабочего тела в охладителе 10. Предполагается использовать замкнутые ГТУ на АЭС с реакторами на быстрых нейтронах, в которых гелий служит в качестве рабочего тела.

Электростанции на базе парогазовых установок являются пока не очень распространенными в нашей стране, хотя данная технология выработки электроэнергии была изобретена более чем 50 лет назад. К примеру, в России на данный момент построено достаточно мало подобных электростанций, наиболее мощными из которых являются Северо-Западной ТЭЦ (Санкт-Петербург) и ПГУ-220 Тюменской ТЭЦ-1 и электростанция на базе парогазовой установки в г. Сочи.

И это несмотря на то, что преимущества, которые предлагает именно парогазовый цикл, были изучены еще в середине 50-х годов прошлого века российским ученым-энергетиком, академиком Христиановичем. Но учитывая довольно низкую цену на жидкие виды топлива, парогазовые установки не получили особого распространения в СССР, что несколько затормозило развитие этой отрасли энергетики. И тут, как всегда, впереди оказались США. Успешно развивая накопленные знания, в том числе и советских ученых, в Америке, к примеру, ежегодно вводят в строй электростанции на основе парогазовых установок, которые вырабатывают электроэнергии, общей мощностью до 50 млн. КВт. Не отстает от США и Западная Европа и Китай, где на подобные электростанции приходится около 70% вырабатываемой электроэнергии.

Одними из основных достоинств парогазовых установок можно назвать их сравнительную простоту устройства и компактность. Кроме того, стоимость таких электростанций в несколько раз ниже, чем более традиционных.

Принцип работы электростанции на базе парогазовой установки.
В своем классическом варианте парогазовая установка работает следующим образом: в её основе лежит совместная работа газотурбинной и паросиловой установок. В газотурбинной установке (ГТУ) образовавшиеся, в результате горения топлива (природный газ или жидкое топливо), газы, приводят в действие турбину, которая передает полученную энергию на первый генератор, вырабатывающий электроэнергию. Это, так называемый первый, или газотурбинный цикл работы электростанции. КПД на данном этапе составляет 35-37%.

Далее, полученные на предыдущем этапе газы, сохраняющие довольно высокую температуру, поступают в специальный котел-утилизатор, и здесь вступает в действие паросиловая установка. Газы, нагревают пар до температуры 500 градусов, в результате чего создается его высокое давление (80 атмосфер), которого вполне достаточно для работы паровой турбины, к валу которой присоединен второй генератор. Благодаря этому, паросиловая установка вырабатывает дополнительно около 20% электроэнергии. Таким образом, общий КПД электростанции на базе парогазовых установок достигает почти 60%. Для сравнения, КПД обычных газотурбинных электростанций составляет 40%.

Электростанции на базе парогазовых установок не только очень эффективны, но и отвечают самым жестким экологическим требованиям. Например, уровень выброса оксида азота, такими электростанциями, в 2-3 раза ниже, чем у более привычных нам газовых или дизельных. Именно поэтому, около 65% всех строящихся в мире электростанций комплектуются парогазовыми установками.

Согласно расчетам отечественных энергетиков, постепенный перевод систем выработки электроэнергии на электростанции с парогазовыми установками, позволит увеличить КПД энергооборудования более чем в два раза, что является немалым вкладом в обеспечение энергобезопасности страны. Кроме того, введение в строй большого количества подобных электростанций позволит значительно снизить конечную стоимость вырабатываемой энергии.

Энергетика России переживает сложный период, связанный с износом оборудования систем централизованного энерго- и теплоснабжения. Строительство новых энергообъектов, техническое перевооружение и реконструкция устаревающего оборудования электростанций и котельных путем использования блочно-модульных, газотурбинных электростанций (ГТЭС) на основе газотурбинных установок (ГТУ) – наиболее эффективный способ решения этой проблемы. Окупаемость таких проектов составляет от 3 до 5 лет.

Для эффективного решения проблем энергетического комплекса, обеспечения электроэнергией промышленных и бытовых потребителей ОАО «Авиадвигатель» разработал и серийно производит семейство газотурбинных блочно-модульных электростанций серии «Урал»:

• ГТЭС «Урал-2500» мощностью 2,5 МВт;
• ГТЭС «Урал-4000» (4 МВт);
• ГТЭС «Урал-6000» (6 МВт).

В качестве привода электрогенераторов газотурбинных электростанций серии "Урал" используются пермские газотурбинные установки ГТУ-2,5П (2,5 МВт), ГТУ-4П (4 МВт) и ГТУ-6П(6 МВт), разработанные ОАО «Авиадвигатель» на базе собственного авиационного двигателя Д-30 III серии, являющегося одним из самых надежных авиационных двигателей в мировой практике.

На базе более мощных газотурбинных установок ОАО «Авиадвигатель» ГТУ-12ПГ-2, ГТЭ-16ПА,ГТЭ‑25П, ГТЭ-25ПА мощностью 12, 16, 22,5 и 25 МВт разработаны газотурбинные электростанции ГТЭС-12П (ЭГЭС-12С),ГТЭС-16ПА, ГТЭС-25П и ГТЭС-25ПА блочно-модульного исполнения и зального исполнения..

Газотурбинные установки созданы на базе высокопараметрического двигателя ПС-90А, поднимающего в небо самые современные российские самолеты Ил-96-300, Ту-204, Ту-214 и, в том числе, самолеты Президента России.

Газотурбинные электростанции, разработанные и серийно выпускаемые ОАО «Авиадвигатель», поставляются в полной заводской готовности, размещаются как внутри помещения, так и на открытой площадке и могут использоваться:

• в качестве основного или резервного источника питания;
• автономно или параллельно с другими источниками электроэнергии;
• при строительстве новых или при реконструкции существующих объектов для производства электроэнергии и тепла.

Топливо:

• природный газ по ГОСТ 5542 или ОСТ 51.40;
• попутный нефтяной газ, дизельное топливо и другие виды топлива по согласованию с ОАО "Авиадвигатель".

Главные преимущества пермских ГТЭС:

• блочно-модульная конструкция, обеспечивающая снижение капитальных затрат проекта;
• высокая эффективность, за счет использования электрической и тепловой энергии ГТУ;
• высокая заводская готовность и, как следствие, минимальные сроки ввода в эксплуатацию;
• наличие уникального испытательного стенда для испытаний ГТЭС «Урал-2500, 4000, 6000» в полной готовности на номинальной нагрузке;
• возможность размещения ГТЭС внутри здания и на открытой площадке;
• различные формы сервисного обслуживания, в том числе и по оплате за машиночас.

Применение ГТЭС в вариантах когенерационного цикла (с котлом-утилизатором) позволяет:

• вырабатывать, помимо электроэнергии, тепло и горячую воду (работа в режиме ГТУ-ТЭЦ и ПГУ-ТЭЦ);
• существенно снизить себестоимость электроэнергии и тепла;
• улучшить экологическую обстановку в городах и крупных промышленных центрах с высоким уровнем фонового загрязнения атмосферы.

Формы послепродажного обслуживания ГТЭС:

А. Стандартное ремонтно-техническое обслуживание:

• выдача рекомендаций по работоспособности ГТЭС и консультация Заказчика по вопросам эксплуатации ГТЭС;
• выполнение технического обслуживания ГТЭС (регламентные работы) в соответствии с руководством по эксплуатации ГТЭС;
• выезд специалистов по специальному вызову для решения сложных технических проблем.

Б. Расширенное ремонтно-техническое обслуживание:

• выдача рекомендаций по работоспособности ГТЭС и консультация Заказчика по вопросам эксплуатации ГТЭС круглосуточно;
• выполнение технического обслуживания ГТЭС (регламентные работы) в соответствии с руководством по эксплуатации ГТЭС;
• выполнение разовых работ на месте эксплуатации по поиску и устранению неисправностей;
• замена агрегатов с использованием технической аптечки Заказчика;
• постоянное присутствие специалистов ОАО «Авиадвигатель» на месте эксплуатации ГТЭС для консультирования обслуживающего персонала ГТЭС и оперативного решения вопросов эксплуатации.

В. Фирменное ремонтно-техническое обслуживание в течение всего жизненного цикла:

• выдача рекомендаций, консультаций специалистами по вопросам эксплуатации ГТЭС по телефону круглосуточно;
• выполнение технического обслуживания ГТЭС (регламентные работы) в соответствии с руководством по эксплуатации ГТЭС;
• выполнение работ на месте эксплуатации по поиску и устранению неисправностей, замене агрегатов и т.д.;
• постоянное присутствие специалистов ОАО «Авиадвигатель» на месте эксплуатации для консультирования обслуживающего персонала ГТЭС и оперативного решения вопросов эксплуатации;
• предоставление комплекта запасных частей, необходимого для проведения ремонтно-технического обслуживания;
• поддержание работоспособности ГТЭС в течение всего жизненного цикла;
• выполнение монтажа, демонтажа и транспортировки при ремонте элементов ГТЭС;
• проведение капитального ремонта двигателя и другого оборудования, входящего в состав ГТЭС.

Дата добавления: 2015-05-08