1.3 Парогазовые и газотурбинные установки тепловых электростанций (пгу и гту тэс)

Быстрое развитие газовой промышленности позволило в электроэнергетике почти наполовину заменить тяжелые виды топлива (уголь, торф, мазут) на газ. При этом на ТЭС сохранились прежние виды оборудования. По этой причине в США, Германии, Англии, Японии и других индустриальных странах мира, в том числе и России, востребованными оказались известные еще с 30-х годов высокоэффективные тепловые циклы с применением в качестве теплоносителя высоконапорного газа – ГТУ, где температура теплоносителя повышена до 800 –1300^оС. При этом КПД цикла по сравнению с паровой турбиной возрастает на 30 – 40%. Если к этому утилизировать потенциал выхлопных газов, то можно получить радикальное повышение термодинамического КПД установки – до 2 – 3 раз. Так на энергорынке мира появились промышленные ПГУ и ГТУ.

Начиная с 70-х годов (т.е. с началом мирового энергетического кризиса вызванного быстрым удорожанием органического топлива и началом борьбы с "парниковым эффектом") спрос на ГТУ приобретает всеобщий характер. Интенсивно развиваются разработки все более совершенных конструкций ГТУ, возрастает их единичная мощность до 150 и даже 200 МВт, а температура рабочего процесса до 1300^оС и более. Стоимость же ГТУ по-прежнему остается высокой. Объясняется это просто: применением более дорогостоящих металлов и исключительно высокой технологичностью изготовления деталей и узлов ГТУ (например, охлаждаемых лопаток). В целом же ТЭС на базе ГТУ компактнее и дешевле паротурбинной ТЭС.

Растущий спрос на ГТУ естественен, если учесть, преимущества газотурбинной технологии. Преимущества эти выражаются в следующем:

1. Высокая экономичность процесса: КПД ПТУ достигает 55-57 % против 40-42 % для конденсационных паровых турбин;

2. Компактность оборудования требует меньше затрат;

3. Высокая степень заводской готовности оборудования, позволяющая на строительной площадке смонтировать энергоблок с ГТУ во много раз быстрее и дешевле, чем ПТУ подобной мощности;

4. Возможность полной автоматизации производственных процессов (пуска, останова, регулирования нагрузки и текущего режима), что позволяет в 8-10 раз сократить численность персонала против паротурбинной ТЭС;

5. Достижение минимального загрязнения окружающей среды и снижение издержек по этим показателям;

6. Существенное снижение аварийности (отказов оборудования) и производственного травматизма персонала;

7. Существенное снижение эксплуатационных и ремонтных затрат и соответственно себестоимости энергии;

8. Высокая маневренность энергооборудования, приближающаяся к показателям ГЭС.

Из перечисленных преимуществ видно, что ГТУ в ближайшем будущем могут в очень значительной мере заместить паротурбинные установки. Этому способствуют и дальнейшие продвижения по совершенствованию топливного регламента ГТУ, когда начинают практически осваивать сжигание в камерах ГТУ угольной пыли, технических спиртов, масла растительного происхождения и т.д.

С точки зрения совершенствования термодинамического процесса ГТУ обладают значительными возможностями. Выхлопные газы ГТУ, поступая котел-утилизатор, позволяют производить пар для привода паровой турбин технологических нужд близлежащих производств. Кроме того, возможен нагрев сетевой воды для отопительных целей. Установив ГТУ на действующей (или новой) качестве предвключенного агрегата теплосилового цикла, возможно на треть повысить КПД. Надстройка же ГТУ соответствующей мощности от 6 до 40 МВт любой отопительной котельной трансформирует последнюю в ТЭЦ. Если учесть, что подобные котельные имеются в каждом городе, райцентре, да и в любом крупном населенном пункте, то такие мини-ТЭЦ могли бы стать весьма широко распространенными высокоэффективными электро- и теплоисточниками. Рассмотрим схему парогазовой ТЭС (см. рисунок 1.1).

Рисунок 1.2 – Схема ПГУ – 500: 1 – компрессор; 2 – КС; 3 – ГТ; 4 – ЭГ; 5 – КУ; 6 – паровая турбина; 7 –ЭГ; 8 – К; 9 – система регенерации; 10 – дымовая труба; 11 – НК; 12 – ПН.

Выхлоп отработанного газа ГТУ с температурой до 500-600°С сбрасывается в камеру котла-утилизатора, где производится острый пар соответствующих параметров, который вращает паровую турбину. На валу ГТУ и ПТ вращаются собственные генераторы. При необходимости КУ может быть оборудован горелочными устройствами с целью повышения паропроизводительности или параметров пара. Тогда получается ПГУ с дожиганием топлива.

Первичный процесс цикла: подача топлива – сжигание – вращение газотурбины генератором – выхлоп газов. Вторичный (паротурбинный) процесс цикла: подача выхлопных газов ГТУ в КУ – выработка острого пара – вращение паротурбины с генератором – выхлоп отработанного пара в конденсатор – конденсация пара – подогрев и подача его в котел.

ГТУ часто используется без вторичного процесса. В этом случае она может работать в чисто электрическом режиме, сбрасывая выхлопные газы с высокой температурой в трубу без утилизации их тепла. В таком режиме обычно работают пиковые ГТУ, участвующие по 3 – 4 часа в сутки в покрытии утренних и вечерних максимумов мощности в объединенной электросети общего пользования. Однако наиболее целесообразно использовать их для надстройки действующих ТЭЦ и котельных с утилизацией тепла отходящих газов в котлах утилизаторах для отопительных целей с помощью теплофикационных паровых турбин.

Из приведенной ниже таблицы 1.5 об отечественных ГТУ видно, что температура выхлопа отработанных в ГТУ газов лежит в пределах 385 – 525^оС. На остаточном теплопотенциале этих газов можно получить в КУ как технологический пар для производственных нужд, так и горячую воду для целей отопления и горячего водоснабжения.

Таблица 1.5 – Параметры отечественных ГТУ

Показатели	ГТУ-1,5	ГТУ-2,5	ГТУ-4	НК-14Э	ГТЭ-10	ГТУ-12	ГТУ-16	АЛ-31СТ	ГТУ-55СТ	ГТУ-25ПЭ	НК-37
1. Количество валов	2	2	2	1	3	2	2	3	2	3	4
2. Число ступеней:
- компрессора	6	10	10	15	8	13	14	10	11	15	15
- турбины	2	2	2	4	2	2	2	2	2	3	3
- турбины силовой	2	2	2	-	3	3	3	-	4	3	4
3. Электрическая мощность, МВт	1,2	2,5	4	8,6	10	12	16	20	20	25	30,2
4. КПД	25	21,8	24,7	32,1	28,4	35	37,5	36,5	31,5	39	37,3
5.Степень по-вышения давления	13,6	6	7,1	11	9,2	16,9	19,6	21	10,2	28,5	25,6
6. Температура газов, оС
- на входе в ГТУ	1112	688	816	947	906	1049	1143	1250	980	1239	1219
- на выхлопе ГТУ	524	385	448	435	478	426	466	520	450	448	455
7. Расход газа, кг/с	7,67	2	2	1	3	2	2	61	96,5	82	110
8. Тепловая мощность, МВт	3,4	7,8	11,1	14,1	24,7	17,5	21,9	26,9	35,5	38,8	41

Широкое развитие подобной технологии комбинированного тепло- и электропроизводства сегодня сдерживается медленным освоением отечественных ГТУ. Зарубежное энергооборудование при нынешней стоимости топлива и энерготарифах обходится дорого и пока неприемлимо для нас по срокам окупаемости.

К серьезным недостаткам ГТУ следует отнести необходимость подвода к камере сгорания газа с давлением 13-15 ата, что связано с удорожанием установки. Кроме того, столь высокое давление в газовых сетях ТЭС увеличивает опасность взрывов и пожаров.