Появление парогазотурбинных установок

Введение

В любой стране энергетика является базовой отраслью экономики, стратегически важной для государства. От её состояния и развития зависят  соответствующие темпы роста  других отраслей хозяйства, стабильность их работы и энерговооруженность. Энергетика создает предпосылки для применения новых технологий, обеспечивает наряду с другими факторами современный  уровень жизни населения. На независимости  страны от внешних, импортируемых энергоресурсов, также как и на развитом оборонном  вооруженном комплексе основывается высокая позиция государства  на международной политической арене.   Парогазотурбинная установка, турбинная теплосиловая установка, рассчитанная на совместное использование в тепловом цикле 2 рабочих тел — водяного пара и газообразных продуктов сгорания топлива. Возможны раздельные тепловые схемы Парогазотурбинная установка с использованием пара и газа в контурах с отдельными паровыми и газовыми турбинами и контактные схемы, в которых газ и пар смешиваются в общий поток, поступающий в турбину. 
    Впервые практическое применение Парогазотурбинная установка получили в 1932 в высоконапорных парогенераторах «Велокс» фирмы «Броун, Бовери унд компани» (Швейцария). В этой Парогазотурбинная установка газовая турбина работала на отходящих газах парогенератора и приводила в действие дутьевой турбокомпрессор, осуществляющий наддув топки до 200—300 кн/м² (до 2—3 кгс/см²), что позволило существенно интенсифицировать теплообмен. Парогенераторы типа «Велокс» получили распространение и в СССР, но строились только относительно небольшой мощности. Для крупных электростанций в СССР созданы высоконапорные парогенераторы большой производительности, пар от которых направляется в паровую турбину, а продукты сгорания — в газовую турбину, служащую для привода воздушного компрессора и электрического генератора (рис.). На Невинномысской ГРЭС в 1972 установлен блок мощностью 200 Мвт, где впервые применена комбинированная схема из высоконапорного парогенератора ВПГ-450-140, работающего с давлением в топке 650 кн/м² (6,5 кгс/см²), газотурбинной установки мощностью 43 Мвт и паротурбинной установки мощностью 160 Мвт. Совместное использование парового и газового цикла снижает удельный расход тепла на 4—7% по сравнению с паротурбинной установкой аналогичной мощности и параметров при одновременном уменьшении на 10—12% капиталовложений. 
 
 

Появление парогазотурбинных  установок.

В современном народном хозяйстве — в промышленности, сельском хозяйстве, быту и на транспорте — потребление электроэнергии непрерывно растет. Все увеличивающаяся потребность в электроэнергии покрывается быстрым наращиванием мощностей электростанций. В настоящее время для развития электроэнергетики характерно удвоение производства электроэнергии в течение 10 лет: В ближайшие 20 лет — к 2000 г. — мощность всех взятых вместе электростанций в мире должна увеличиться примерно в 3 раза главным образом за счет строительства новых тепловых и атомных электростанций*. При таких темпах роста мощности электростанций становится чрезвычайно важным дальнейшее улучшение технико-экономических показателей энергетических установок: увеличение к.п.д., снижение удельного расхода топлива, сосредоточение больших мощностей в одном агрегате, упрощение тепловой схемы, снижение металлоемкости, капитальных вложений и расходов по эксплуатации основного оборудования, а также уменьшение загрязнения атмосферы и водоемов.            Сейчас, когда перед человечеством встает задача всемерной экономии топлива и энергии, а также снижения уровня загрязнения окружающей среды, актуальность решения комплексной научно-технической проблемы улучшения технико-экономических показателей энергетических установок еще более возросла. Улучшение технико-экономических показателей тепловых и атомных энергетических установок ведется в двух направлениях — усовершенствование традиционных методов и разработка новых методов производства электроэнергии — так называемых методов прямого преобразования энергии (магнитогидродинамические генераторы, топливные элементы, термоэмиссионные преобразователи и т. п.). До настоящего времени основная часть (до 80%) электрической энергии вырабатывается на тепловых и атомных электростанциях. Ведущая роль этих электростанций сохранится и в будущем**. Источниками тепловой энергии на таких электростанциях служат главным образом природное химическое топливо (уголь, нефть, газ) и ядерное горючее. В качестве энергетических установок на тепловых (и атомных) электростанциях служат паротурбинные установки (ПТУ). Широкое применение ПТУ в энергетике связано с их надежностью, большим ресурсом работы и отсутствием компрессора для сжатия рабочего тела — водяного пара до высоких давлений. Однако экономичность ПТУ ограничена. Даже при сверхкритических тепловых параметрах водяного пара эффективный к.п.д. ПТУ едва достигает 40%. К недостаткам ПТУ относятся также большой удельный расход тепла (около 2000 ккал/кВт-ч) на производство электроэнергии, большие габариты, значительный удельный вес (10 кг/кВт), невысокая надежность поверхностей нагрева парогенераторов, большие удельные объемы водяного пара в последних ступенях турбины, ограничивающие единичную мощность машины, большое время запуска (несколько суток), большие потери циркуляционной воды (до 3,6 кг/кВт-ч) в градирнях и др. Кроме того, мощные энергетические ПТУ, работающие на природном химическом топливе (уголь, мазут), являются крупными источниками вредных выбросов (пылевидные частицы, окислы азота, сернистые соединения) в атмот сферу и тепловых выбросов в водоемы. Наиболее простыми по тепловой схеме конструкции и в эксплуатации, компактными и легкими (по массе) энергетическими установками являются, бесспорно, газотурбинные установки (ГТУ). Основные элементы ГТУ — газовая турбина и компрессор — позволяют получить большие мощности в одном агрегате. Кроме того, в последних ступенях газовой турбины удельные объемы рабочего газа (сечение для прохода и длины рабочих лопаток) значительно меньше, чем в паровой турбине. По сравнению с ПТУ ГТУ имеет целый ряд существенных преимуществ: в 1,5—2 раза меньшую площадь и в 2—3 раза меньшую кубатуру главного здания электростанции, примерно в 2 раза меньшие металлоемкость, капитальные вложения и сроки строительства. ГТУ отличается высокой эксплуатационной надежностью, маневренностью и простотой обслуживания, малым временем выхода на полную нагрузку (10—20 мин), возможностью полной автоматизации и дистанционного управления, а также отсутствием расхода охлаждающей воды. Однако ГТУ еще недавно по к.п.д. уступали ПТУ. В последнее время благодаря достижениям в металлургии жаростойких и жаропрочных сталей и сплавов в газотурбостроении все чаще принимаются решения по повышению начальной температуры рабочего тела. Начальные температуры порядка 1300 К для энергетических ГТУ можно считать уже освоенными. Эффективный к.п.д. ГТУ с такой начальной температурой и при наличии регенерации тепла в цикле составляет 40% [50, 53, 54]. Некоторые энергетические ГТУ проработали безостановочно свыше 60 тыс. ч.      Таким образом, современные энергетические ГТУ по экономичности, надежности работы и по сроку службы не уступают лучшим ПТУ, работающим со сверхкритическими параметрами водяного пара. Дальнейшее улучшение технико-экономических показателей ГТУ можно осуществить, на наш взгляд, только на основе применения новых тепловых циклов парогазотурбинных установок (ПГТУ) с охлаждением газа в процессе сжатия испарением впрыскиваемой воды . Уменьшение потребляемой мощности может быть достигнуто за счет охлаждения газа (воздуха) между ступенями компрессора. Но это связано с усложнением машины и увеличением энергетических затрат на преодоление гидравлического сопротивления теплообменников. Более простым и эффективным является все же охлаждение газа (воздуха) непосредственно в процессе сжатия испарением впрыскиваемой воды. Благодаря интенсивному отводу тепла от газа к испаряющимся капелькам воды можно получить большие степени сжатия при относительно слабом нагреве га-dd (показатель адиабаты сжатия влажного газа равен 1,06—1,13) и без промежуточного охлаждения (теплообменников). Поскольку в процессе сжатия за счет испарения впрыскиваемой воды образуется смесь водяного пара и газа — парогазовая смесь, представляющая собой рабочее тепло в турбине, то логично и естественно назвать установки с охлаждением газа в процессе сжатия испарением впрыскиваемой воды ПГТУ [29]. Это название подчеркивает особенности таких установок и их отличие от ПТУ и ГТУ. В практике эксплуатации авиационных ГТУ для форсирования тяги впрыск в поток воздуха на входе в компрессор применяется довольно часто [26, 27, 47], но при сравнительно небольших степенях сжатия (7—12), при которых эффект впрыска воды все же невелик. Процесс сжатия влажного газа применяется также и в компрессорах холодильных машин. Расход воды, впрыскиваемой в поток газа (воздуха) в компрессоре, определяется из того расчета, чтобы относительная влажность газа на выходе из компрессора была равна единице (насыщенный газ). В большинстве случаев удельный весовой расход впрыскиваемой воды при больших степенях сжатия, равных 30—300, составляет 0,1—0,2 кг на 1 кг газа (воздуха). При этом на влажное сжатие затрачивается в 1,5—2 раза меньшая мощность компрессора, чем при сухом сжатии, а коэффициент отдачи полезной мощности газовой турбины увеличивается в 1,65—2 раза. За счет присутствия водяного пара существенно увеличивается тепловой перепад (на 1 кг парогазовой смеси) в турбине. При высоком начальном давлении расширение парогазовой смеси осуществляется до температуры, близкой к температуре окружающей среды, и тем самым значительно увеличивается полезная работа, уменьшается удельный расход парогазовой смеси (размеры машины для данной мощности), снижаются потери с уходящими газами. Отработанная в турбине парогазовая смесь затем охлаждается. При охлаждении до точки росы парогазовая смесь имеет свойства газа. При дальнейшем охлаждении в ней начинается конденсация водяного пара, и этот процесс при постоянном давлении протекает при малом изменении температуры. Конденсация водяного пара обеспечивает отвод тепла от отработанной смеси в окружающую среду при сравнительно низкой температуре (340—310 К). В ПГТУ с открытой тепловой схемой охлажденный газ (продукты сгорания) из холодильника-конденсатора выбрасывается в атмосферу, а в ПГТУ с закрытой схемой (с высокотемпературным ядерным реактором) продолжает циркулировать в контуре установки. В обеих установках сконденсировавшаяся в холодильнике-конденсаторе вода используется (после тщательной фильтрации) для впрыска в компрессоре. В тех случаях, когда потери воды допустимы, ПГТУ с открытой тепловой схемой может работать и без холодильника-конденсатора (с выхлопом парогазовой смеси из турбины непосредственно в атмосферу), но такая установка должна иметь специальную систему водоподготовки и химической очистки воды.

1. Внедрение  парогазовых турбин в энергосистему

Длительная эксплуатация устаревших тепловых электростанций в  маневровом режиме грозит выходом из строя энергосистемы Украины. Чтобы  предотвратить это, необходимо обеспечить работу ТЭС в условиях, близких  к постоянной нагрузке, т.е. использовать для покрытия дефицита электроэнергии в дневное время какие-то другие источники энергии.

Для этой цели можно использовать промышленные газовые турбины, хорошо приспособленные для работы в  маневровом режиме. Газовые турбины  являются одной из главных составляющих топливно-энергетического комплекса  многих стран мира. Сегодня более 65% новых электрогенерирующих мощностей, вводимых в эксплуатацию в мире (базовый  и маневровый режимы), основываются на использовании парогазовых установок (ПГУ) и газотурбинных тепловых электростанций, превосходящих по многим показателям  традиционные пылеугольные паротурбинные  станции.

Газовые турбины нового поколения  имеют высокий коэффициент полезного  действия, характеризуются эксплуатационной надежностью, производятся во всем мире и обеспечены развитой системой сервисного обслуживания. Они применяются в  широком диапазоне мощностей, используются в дежурном режиме (ожидание), для  покрытия пиковых нагрузок, а также  при постоянной нагрузке. В диапазоне  мощностей от 60 до 120 МВт около 60% газовых турбин покрывают пиковые  нагрузки, а более 85% сверхмощных  газовых турбин (180 МВт и более) используются для выработки электроэнергии в базовом режиме¹. Для современных энергогазотурбинных установок стоимость одного киловатта установленной мощности составляет 400-700 долл., для парогазовых - до 1000 долл. В то же время для пылеугольных паротурбинных электростанций (основных ТЭС) его стоимость уже превысила 1200 долл.

До 2006 года мировое производство промышленных газовых турбин характеризовалось  некоторой нестабильностью. Рост производства в 1996-м сменился спадом в 1997-м и  ростом в 1998-2000 годах. С 2006 года начинается быстрый подъем мирового рынка энергетического  газотурбостроения, что обусловлено выводом на рынок газовых турбин нового поколения. Прогноз на десятилетний период (2006-2015 годы) выглядит благоприятным и предсказывает быстрый рост производства промышленных газотурбин различной мощности.

Общее количество газовых  турбин, которые уже произведены  и будут произведены в мире в 2006-2015 годах, превысит 12 тыс. единиц. Больше всего - 1337 штук - планируется произвести в 2011 году (рисунок 1), однако в 2015-м производство газовых турбин снизится до 1206 единиц. Это объясняется ожидаемым поступлением на рынок новых энерготехнологий - топливных элементов, ядерных энергетических установок нового поколения, более активным использованием промышленных и бытовых отходов для производства энергии, а также существенным расширением использования ветровой и солнечной энергии.

Рисунок 1. Ожидаемое производство парогазовых турбин до 2015 года.

Несмотря на дефицит природных  энергоносителей, примерно 75% газовых  турбин мощностью более 15 МВт будут  использовать в качестве топлива  природный газ. Быстрый рост мировых  цен на газ и трудности его  доставки в некоторые районы мира даже в сжиженном состоянии будут  способствовать повышению роли угля как источника энергии. Поэтому  быстрое развитие энергетического  газотурбостроения будет сопровождаться разработкой и внедрением новых технологий получения синтетического газа из угля и других природных энергоносителей.

В связи с широким использованием газа в качестве топлива экономичность  газовых турбин приобретает особую важность. Этот показатель важен для  снижения расхода природного газа на собственные нужды и уменьшения выбросов в атмосферу диоксида углерода (при сжигании 1 кг природного газа образуется 1,8 кг СО2), а также вредных оксидов  азота и углерода (NOx, СОх). Достижение высокой экономичности газотурбинных установок связано, в первую очередь, с величиной температуры продуктов сгорания после камеры сгорания. Однако при современном уровне развития материаловедения дальнейшее повышение температуры продуктов сгорания наталкивается на серьезные трудности².

Поэтому в последние годы интенсивное развитие получили газотурбинные  установки, работающие по сложному термодинамическому циклу. К таким циклам относятся  регенеративный цикл (теплообменник-регенератор  на выходе газовой турбины), циклы  с промежуточным охлаждением  воздуха в процессе сжатия или  с подогревом продуктов сгорания в процессе расширения, подача пара в проточную часть газовой  турбины (технология STIG), подача пара и  утилизация воды в конденсаторе на выходе, бинарный воздушный цикл. Использование  сложных термодинамических циклов позволяет повысить мощность и к. п. д. промышленных газотурбинных установок  без существенного увеличения температуры  продуктов сгорания и за счет этого  применять проверенные практикой  конструкционные материалы и  газотурбинные технологии. Освоение сложных циклов связано с усложнением  конструкции, увеличением стоимости  производства, приводит к дополнительным сложностям при эксплуатации и техническом  обслуживании.

В России, где износ электростанций составляет около 60%, парогазовую технологию стали внедрять недавно, что связано  с большими капитальными затратами  на освоение технологии (около 30 млрд. долл). Согласно проектам реконструкции и нового строительства энергообъектов в России в 2008-2012 годах запланирован ввод 20 энергоблоков ПГУ-400 на природном газе на основе газотурбинной установки мощностью 270 МВт.

Первая в современной  России промышленная электростанция, использующая парогазовый цикл, была введена в строй в 2002 году в  ОАО "Северо-Западная ТЭЦ-3" (Санкт-Петербург). В составе энергетического блока  использованы две газотурбинные  установки компании Siemens AG (V94.2), два котла-утилизатора и паровая турбина российского производства. Следующая ПГУ-450 с двумя газотурбинными установками российского производства мощностью по 160 МВт, построенными по лицензионному соглашению с компанией Siemens AG (аналог установки V94.2), введена в эксплуатацию в конце 2005 года в ОАО "Калининградская ТЭЦ-2" (блок №1). Следует также упомянуть названную выше российско-украинскую ПГУ-325 мощностью 325 МВт, установленную на Ивановской ГРЭС, парогазовую установку мощностью 220 МВт на Тюменской ТЭЦ-1 и два энергоблока мощностью 39 МВт каждый на Сочинской ТЭС.

В конце 2006 года были завершены  пусконаладочные работы и проведено  комплексное испытание второго  блока ПГУ-450 на ОАО "Северо-Западная ТЭЦ-3" с российскими аналогами  газовых турбин компании Siemens AG, а в 2007-м введен в эксплуатацию энергоблок №3 на ТЭЦ-27 ОАО "Мосэнерго". Реализуются проекты парогазовых установок мощностью 450 МВт на ТЭЦ-21 и ТЭЦ-27 ОАО "Мосэнерго", Южной ТЭЦ-22 (Санкт-Петербург), где будет использовано оборудование только российского производства.

ТЭЦ-21 и ТЭЦ-27 входят в  состав ОАО "Мосэнерго". Установленная  электрическая мощность станций 1340 МВт и 160 МВт соответственно.

Сегодня на ТЭЦ-21 ОАО "Мосэнерго" началось комплексное опробование  нового парогазового энергоблока № 11 ПГУ-450Т на номинальной нагрузке. Испытания установки продлятся  несколько дней. Ввод новой генерации  позволит обеспечить дополнительными  объемами электрической и тепловой энергии Северо-Западный и Центральный  округа Москвы, а также город Химки.

Электрическая мощность вводимой установки составит 450 МВт, тепловая - 300 Гкал/час. Главное отличие нового энергоблока от уже действующих  на ТЭЦ-21 агрегатов заключается в  использовании парогазового цикла  производства электроэнергии. Такая  технология позволяет значительно  улучшить рабочие и эксплуатационные характеристики энергоблока по сравнению  с установками, принцип работы которых  основан на традиционном паросиловом  цикле. В частности, КПД увеличивается  с 38% до 51%, расход топлива сокращается  на 30%. Кроме того, на треть снижается  уровень вредных выбросов в атмосферу.

Пуск в промышленную эксплуатацию энергоблока № 11 ТЭЦ-21 - очередной  этап реализации компанией Программы  развития и технического перевооружения. За последний год это уже второй объект парогазовой генерации, вводимый Мосэнерго в рамках данной программы³.

Строительство энергоблока  № 11 на ТЭЦ-21 началось 16 марта 2006 года. Проектировщиком и генеральным  подрядчиком строительства выступили  филиалы ОАО "Мосэнерго" - "Мосэнергопроект" и "Мосэнергоспецремонт". Турбинное оборудование для энергоблока произведено концерном "Силовые машины", котельное - Подольским машиностроительным заводом, трансформаторное - компанией "Электрозавод". Монтаж газовой турбины ГТЭ-160 и трубопроводов в пределах турбины, вспомогательного оборудования выполнен Московским филиалом ОАО "Центроэнергомонтаж"⁴.

ОАО "Мосэнерго" успешно  провело синхронизацию и включение  в сеть двух газовых и паровой  турбины энергоблока № 3 ПГУ-450Т  на ТЭЦ-27 в рамках плановых испытаний.

В настоящий момент на энергоблоке  № 3 ПГУ-450Т ТЭЦ-27 идет подготовка к 72-часовым  ходовым испытаниям, предусматривающим  синхронизацию и включение в  сеть двух газовых и паровой турбины. ПГУ-450Т на ТЭЦ-27 установленной электрической  мощностью 450 МВт станет первой парогазовой энергетической установкой и наиболее мощным энергоблоком в Московской энергосистеме, способным дать свет более чем в 400 тысяч квартир.

В состав энергоблока № 3 ПГУ-450Т на ТЭЦ-27 входят две газовые  турбины единичной электрической  мощностью 160 МВт и паровая турбина  установленной электрической мощностью 130 МВт.

21 октября 2007 года прошли  испытания первой газовой турбины  энергоблока с включением в  сеть.

29 октября 2007 года прошли  испытания второй газовой турбины  на холостом ходе с частотой 3000 оборотов в минуту.

1 ноября 2007 года проведены  испытания паровой турбины на  холостом ходе.

2 ноября 2007 года в рамках  пусковых испытаний первая газовая  и паровая турбины синхронизированы  с энергосистемой и включены  в сеть в течение двух часов.

5 ноября 2007 года прошли  испытания второй газовой турбины  энергоблока с включением в  сеть.

Строительство энергоблока  № 3 ПГУ-450Т ТЭЦ-27 началось 22 декабря 2005 года. Ввод запланирован в ноябре 2007 года. В настоящее время на энергоблоке завершаются пуско-наладочные работы. Срок строительства энергоблока - 22 месяца - является рекордным в  российской энергетике.

Проектировщиком энергоблока  № 3 ПГУ-450Т ТЭЦ-27 является институт "Мосэнергопроект" - филиал ОАО "Мосэнерго". Генеральный подрядчик - "Мосэнергоспецремонт" - филиал ОАО "Мосэнерго".

В настоящее время ОАО "Мосэнерго" ведет строительство  современных парогазовых энергоблоков общей электрической мощностью  более 2000 МВт на системообразующих  электростанциях, расположенных в  кольце 220 кВ (ТЭЦ-21, ТЭЦ-26 и ТЭЦ-27), а также на электростанциях, обеспечивающих энергоснабжение центра Москвы (ТЭЦ-9. ТЭЦ-12).

2. Электрическая  часть и эл. схема парогазовых  турбин

Парогазовая установка - электрогенерирующая  станция, служащая для производства тепло - и электроэнергии. Отличается от паросиловых и газотурбинных  установок повышенным КПД⁵.

Парогазовая установка состоит  из двух отдельных установок: паросиловой  и газотурбинной. В газотурбинной  установке турбину вращают газообразные продукты сгорания топлива. Топливом может  служить как природный газ, так  и продукты нефтяной промышленности (мазут, солярка). На одном валу с  турбиной находится первый генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газотурбину, продукты сгорания отдают ей лишь часть своей энергии и на выходе из газотурбины все ещё имеют высокую температуру. С выхода из газотурбины продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают воду и образующийся водяной пар. Температура продуктов сгорания достаточна для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для использования в паровой турбине (температура дымовых газов около 500 градусов по Цельсию позволяет получать перегретый пар при давлении около 100 атмосфер) ⁶. Паровая турбина приводит в действие второй электрогенератор. Существуют парогазовые установки, у которых паровая и газовая турбины находятся на одном валу, в этом случае устанавливается только один генератор.

ТЭЦ - вид электростанций предназначен для централизованного  снабжения промышленных предприятий  и городов электроэнергией и  теплом. Являясь, как и КЭС, тепловыми  электростанциями, они отличаются от последних использованием тепла "отработавшего" в турбинах пара для нужд промышленного  производства, а также для отопления, кондиционирования воздуха и  горячего водоснабжения⁷. При такой комбинированной выработке электроэнергии и тепла достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным энергоснабжением, т.е. выработкой электроэнергии на КЭС и получением тепла от местных котельных. Поэтому ТЭЦ получили широкое распространение в районах (городах) с большим потреблением тепла и электроэнергии. В целом на ТЭЦ производится около 25% всей электроэнергии.

Особенности технологической  схемы ТЭЦ показаны на рисунке 1.0 (приложение 1). Части схемы, которые  по своей структуре подобны таковым  для КЭС, здесь не указаны. Основное отличие заключается в специфике  пароводяного контура и способе  выдачи электроэнергии.

Рисунок 1. Схема ПГТ: ГТУ - газотурбинная установка; ЭГ - электрогенератор; КУ - котёл-утилизатор; ПЕ - пароперегреватель; ИС - испаритель; ЭК - экономайзер; ГПК - газовый подогреватель конденсата; ВД - высокое давление; СД - среднее  давление; НД - низкое давление; ПН - питательный  насос; РН - насос рециркуляции; Д - деаэратор; ПТУ - паротурбинная установка; ЦВД - цилиндр высокого давления; ЦСД - цилиндр  среднего давления; ЦНД - цилиндр низкого  давления; К - конденсатор; СП - сетевой  подогреватель.

Специфика электрической  части ТЭЦ определяется расположением  электростанции вблизи центров электрических  нагрузок. В этих условиях часть  мощности может выдаваться в местную  сеть непосредственно на генераторном напряжении. С этой целью на электростанции создается обычно генераторное распределительное  устройство (ГРУ). Избыток мощности выдается, как и в случае КЭС, в  энергосистему на повышенном напряжении⁸.

Существенной особенностью ТЭЦ является также повышенная мощность теплового оборудования по сравнению  с электрической мощностью электростанции. Это обстоятельство предопределяет больший относительный расход электроэнергии на собственные нужды, чем на КЭС.

Размещение ТЭЦ преимущественно  в крупных промышленных центрах, повышенная мощность теплового оборудования в сравнении с электрическим  повышают требования к охране окружающей среды. Так, для уменьшения выбросов ТЭЦ целесообразно, где это возможно, использовать в первую очередь газообразное или жидкое топливо, а также высококачественные угли. Размещение основного оборудования станций данного типа, особенно для  блочных ТЭЦ, соответствует таковому для КЭС. Особенности имеют лишь те станции, у которых предусматривается  большая выдача электроэнергии с генераторного распределительного устройства местному потребителю. В этом случае для ГРУ предусматривается специальное здание, размещаемое вдоль стены машинного зала (рис.1.1) (приложение 2).

3. Расчеты  по внедрению парогазовых турбин

Основным преимуществом  новых технологий с использованием парогазовых турбин является то, что  экономический эффект достигается  без снижения надежности и маневренности  турбоустановок. По техническим условиям завода-изготовителя допускается дополнительный отбор пара в количестве до 50 т/ч  из пятого отбора на ПНД-3 сверх отбора на этот подогреватель без снижения надежности работы проточной части  турбины.

Эффективным и наименее затратным  способом, позволяющим обеспечить экономичный  подогрев потоков подпиточной воды теплосети и добавочной питательной воды котлов, является непосредственное использование для этой цели регенеративных подогревателей низкого давления (ПНД) ⁹.

Оценка тепловой экономичности  разработанных технологий проведена  по величине удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении  , кВтЧч/м³, получаемой за счет отборов пара на подогрев 1 м³ обрабатываемой воды:

, (1)

где - расход обрабатываемой воды, м³/ч; - мощность, затрачиваемая на привод насосов, перекачивающих воду или конденсат в схемах ВПУ, кВт,

, (2)

где - давление, создаваемое насосом, МПа; - расход учитываемого потока, кг/с; - КПД насоса;

- сумма мощностей, развиваемых  теплофикационной турбоустановкой  на тепловом потреблении за  счет отборов пара на подогрев  теплоносителей, кВт,

, (3)

где , - расход, кг/с, и энтальпия, кДж/кг, пара, используемого в качестве греющего агента на i-м участке схемы; - энтальпия свежего пара, кДж/кг; - электромеханический КПД турбогенератора;

- мощность, вырабатываемая на  тепловом потреблении за счет  отбора пара на условный эквивалентный  регенеративный подогреватель, кВт,

, (4)

где - расход пара на регенерацию, кг/с; - энтальпия условного эквивалентного регенеративного отбора, кДж/кг; - энтальпия j-го отбора, перед которым конденсат греющего пара смешивается с основным конденсатом турбины, кДж/кг.

Так, удельная выработка  электроэнергии на тепловом потреблении:

, (5)

где - энтальпия деаэрированной воды после вакуумного деаэратора, кДж/кг; - энтальпия воды после химического умягчения, кДж/кг; - энтальпия греющего агента, подаваемого в вакуумный деаэратор, кДж/кг; - энтальпия сетевой воды, подогреваемой в подогревателе греющего агента, кДж/кг; - энтальпия пара регенеративного отбора, кДж/кг; - энтальпия конденсата греющего пара после подогревателя греющего агента, кДж/кг; - КПД подогревателя греющего агента.

Для сравнения разработанных  решений, основанных на применении парогазовой  турбине, использована относительная  безразмерная величина, показывающая во сколько раз удельная выработка  электроэнергии за счет пара превышает значение , вырабатываемой паром производственного отбора. Введение данного показателя позволяет оценивать экономичность технологий различного назначения и соответственно с неодинаковыми температурными режимами. Так, на рис.2 представлена диаграмма относительной экономичности новых технологий с использованием парогазовой турбины¹⁰. Из диаграммы видно, что все разработанные технологии с применением парогазовой турбины по энергетической эффективности значительно превосходят типовые решения, предусматривающие подогрев теплоносителей паром производственного отбора.

Рис.2. Относительная величина удельной выработки электроэнергии для новых технологий с использованием парогазовой турбины

Результаты оценки энергетической эффективности новой технологии, предусматривающей использование  ПНД парогазовой турбины в  качестве подогревателя исходной подпиточной или добавочной питательной воды перед ВПУ, представлены на рис. 3.

Рис. 3. Удельная выработка  электроэнергии для технологий подогрева  исходной воды перед ВПУ:

1 – пар отопительного  отбора турбины;

2 – пар производственного  отбора;

3 – пар регенеративного  отбора

Из диаграммы видно, что  использование низкопотенциальных регенеративных отборов пара турбин ТЭЦ для подогрева теплоносителей ВПУ существенно повышает экономичность ТЭЦ даже в сравнении с достаточно эффективным способом с использованием в качестве греющей среды регулируемого парогазовых турбин.

Экономия условного топлива  ΔВ, определяется с помощью разности Δν_тф, (кВт·ч) /м³:

, (6)

где - удельный расход условного топлива на конденсационную выработку электроэнергии, кг/ (кВт^. ч); - удельный расход условного топлива на теплофикационную выработку электроэнергии, кг/ (кВт^. ч); - общий расход подготавливаемой воды в исследуемом режиме, м³.

При расчете энергетической эффективности технологий подготовки воды необходимо учитывать затраты  топлива на выработку в котле  дополнительного расхода пара В_доп, т/год, при повышении ν_тф

, (7)

где - разность расходов пара при использовании пара разных потенциалов для нагрева воды на одну и ту же величину, т/год; , - энтальпии свежего пара и питательной воды, кДж/кг; - теплота сгорания условного топлива, кДж/кг; - КПД парового котла.

Применение на ТЭЦ решения, показанного на рис.1, позволяет ежегодно экономить более 3000 тонн условного  топлива в расчете на ВПУ производительностью 2000 м³/ч.

По приведенной методике были произведены расчеты технико-экономических  показателей для блока парогазовой  турбины 21 ТЭЦ. Расчеты проводились  для двух вариантов: 1 котел и ПУ работают на природном газе; 2 котел работает на мазуте, ПУ на природном газе. Для обоих вариантов принималось 5000 часов использования установленной мощности в год. Экономия котельного топлива, составила: B< = 0.819 кг/с=14.74 тыс. т/год (5000 ч/год), стоимость которого 14.74-10³х120=1.769 млн. долл. /год. Общий КИТ блока около 90%. Затраты на топливо составила 33 и 25% от общих годовых затрат, а зарплата - 2.5-2.8%. Без учета налога прибыль составила 2.812 и 3.120 млн. долл., срок окупаемости 2.85 и 2.56 лет и рентабельность 25.83 и 29.48%.

С учетом налога на прибыль 30%: прибыль 1.97 и 2.18 млн. долл., срок окупаемости - 4.06 и 3.66 лет и рентабельность 16.88 и 18.96%.

Полученные данные говорят  о высокой эффективности внедрения  работы ПГТ.

Основным видом топлива  для парогазовых установок всех типов является природный газ. В  качестве резервного топлива в сравнительно небольших объема может использоваться дизельное и газотурбинное жидкое топливо. К настоящему времени в  России открыто более 700 газовых  газоконденсационных и газонефтяных месторождений, из которых разработку вовлечено около 300, подготовлено к промышленному освоению 60 и в стадии разведки находится более 200 месторождений.

Заключение

Для России наибольший интерес  представляют парогазовые установки  с котлами, сжигающими уголь в  кипящем слое под давлением. Эта  технология, внедренная на энергоблоках 80-350 МВт в Швеции, Японии и других странах, показала высокую надежность, обеспечила хорошие экономические  и экологические показатели. Расчетный  КПД энергоблоков с котлами КСД  составляет 42%. Одно из преимуществ  этих установок - малые габариты - дает возможность установки их в существующих помещениях ТЭС взамен демонтируемого старого оборудования и тем самым  проведения реконструкции на новой  технической базе.

Сжигание природного газа на ТЭС в будущем должно происходить  только на установках с современными технологиями использования топлива, например в парогазовых установках, газомазутных котлах с газотурбинными надстройками.

Парогазовые установки (в  англоязычном мире используется название combined-cycle power plant) - сравнительно новый тип генерирующих станций, работающих на газе или на жидком топливе. Принцип работы самой экономичной и распространенной классической схемы таков. Устройство состоит из двух блоков: газотурбинной (ГТУ) и паросиловой (ПС) установок. В ГТУ вращение вала турбины обеспечивается образовавшимися в результате сжигания природного газа, мазута или солярки продуктами горения - газами. Образовавшиеся в камере сгорания газотурбинной установки продукты горения вращают ротор турбины, а та, в свою очередь, крутит вал первого генератора.

В первом, газотурбинном, цикле  кпд редко превышает 38%. Отработавшие в ГТУ, но все еще сохраняющие высокую температуру продукты горения поступают в так называемый котел-утилизатор. Там они нагревают пар до температуры и давления (500 градусов по Цельсию и 80 атмосфер), достаточных для работы паровой турбины, к которой подсоединен еще один генератор. Во втором, паросиловом, цикле используется еще около 20% энергии сгоревшего топлива. В сумме кпд всей установки оказывается около 58%.