Раздел 8. Нефть и газ

Дослідження вітчизняних і закордонних спеціалістів в області теплоенергетики й досвід будівництва та експлуатації теплових електричних станцій (ТЕС) показав, що виробіток електроенергії і теплоти на них найбільш ефективний в парогазових (ПГУ) і газопарових (ГПУ) установках, які включають в себе газотурбінну (ГТУ) і паротурбінну (ПТУ) установки (див. підрозділ 3.8). У результаті такого поєднання теплота у комбінованій установці підводиться у цикл при високій початковій температурі газів у газотурбінній установці, а невикористана теплота відводиться у холодне джерело при температурі пари в конденсаторі або теплофікаційних підігрівачах, тобто при порівняно низькій температурі. Тому коефіцієнт корисної дії (к.к.д.) такої комбінованої установки значно вищий к.к.д. як газотурбінних, так і паротурбінних установок, що входять до складу парогазових установок. Так, к.к.д. парогазової установки на базі закордонних серійних газотурбінних установок останнього покоління складає 56–58,5%, а в 2005–2006 рр. планувався ввід в комерційну експлуатацію парогазових установок з к.к.д. 60% на базі ГТУ з початковою температурою газу більше 1500°С.

Початок будівництву електростанцій з парогазовими установками покладено у 1949–1950 рр. Першою з тих, що отримали практичну реалізацію, була створена у 1949 р. бінарна ПГУ, виконана за схемою з підігрівом живильної води парового котла вихлопними газами газової турбіни. Можлива при цьому відмова від регенеративних відборів пари із парової турбіни збільшувала її потужність і підвищувала тим самим техніко-економічні показники всього парогазового блоку. Експериментальні дослідження характеристик таких ПГУ проводились у Цюриху на підприємствах фірми «Ерлікон», на електростанціях «Бель Іль» і «Артур Хай» у США. Найбільш відомі результати досліджень на останній із них.

В експерименті використовувалась газова турбіна потужністю 3,5 МВт з початковою температурою газу 760°С. Її вихідні гази мали температуру 415°С, що забезпечило підігрів живильної води з 65 до 148°С і, як результат, приріст потужності станції на 29,5% номінальної потужності газової турбіни.

Практично за такою ж схемою роком раніше була модернізована електростанція «Вест Тексас» (США) з трьома паротурбінними блоками по 6 МВт кожний. Надбудова їх одною газовою турбіною потужністю 5 МВт забезпечила збільшення загальної потужності парових турбін на 1,66 МВт і підвищення к.к.д. станції з 15,66 до 18,03%.

Внаслідок несуттєвості отриманого ефекту проектні організації й турбобудівні фірми звернулись до досліджень й впровадження в енергетику інших схем ПГУ. У 50-х роках ХХ століття такими дослідженнями займались закордонні фірми «Дженерал електрик», «Бернс енд Рое», «Броун–Бовері», «Фостер Уіллер», «Вестінгауз», «Шкода» та ін.

Американська проектна організація «Бернс енд Рое» на початку 50-х років провела порівняльне дослідження ефективності трьох схем ТЕС: суто паротурбінної (тобто ПТУ); парогазової з НПГ, в якій вихлопні гази ГТУ, що містять кисень, скидаються (в якості гарячого дуття) у топку парового котла паротурбінної установки; парогазової з ВПГ, в якій топка парового котла працює під тиском, живлячись стисненим повітрям від компресора ГТУ й виконуючи одночасно функції її камери згорання.

Результати свого аналізу «Бернс енд Рое» привела у вигляді графіку (мал. 4.23). Як видно, на всьому діапазоні навантажень від 100 до 50% при характерних для цього періоду температурних рівнях робочих тіл найменша питома витрата палива (тобто найбільший к.к.д.) забезпечує ПГУ з ВПГ.

До таких же висновків прийшла й фірма «Дженерал електрик», яка включила у свій аналіз й ПГУ з витісненням парової регенерації. Показники ефективності за даними цих досліджень наведені у табл. 4.3.

І тут, хоча й з невеликою різницею в абсолютних значеннях, перевагу за ефективністю має ПГУ з ВПГ.

У дослідженнях того часу навіть не розглядався варіант ПГУ з котлом-утилізатором (КУ), незважаючи на його перевагу з точки зору термодинаміки. Пов’язано це з тим, що при характерних для того періоду невисоких температурах газу перед турбіною за нею (тобто перед котлом-утилізатором) температура газу ставала зовсім недостатньою для генерування пари необхідних для ПТУ параметрів.

Мал. 4.23. Питома витрата тепла для трьох типів теплових електростанцій: 1 – ПТУ; 2 – ПГУ з НПГ; 3 – ПГУ з ВПГ Що ж стосується ПГУ з ВПГ, то вона притягнула до себе увагу тим, що у ній параметри генерованої у ВПГ пари не залежать від робочої температури газу у газовій турбіні. Шляхом збільшення температури горіння в топці ВПГ (відповідним зменшенням коефіцієнту надлишку повітря) цим параметрам можна надати будь-які необхідні для парової турбіни значення, забезпечивши тим самим суттєвий приріст її потужності. Це привело до того, що до 60-х років ХХ століття переважне застосування на закордонних електростанціях стали отримувати ПГУ з ВПГ. До найбільш потужних можна віднести встановлену на електростанції «Насворті» (США) ПГУ фірми «Вестінгауз». Вона включала у себе ГТУ потужністю 35 МВт, ВПГ продуктивністю 296 т/год (з параметрами пари 10,2 МПа, 540°С) й парову турбіну потужністю 85 МВт. Максимальна потужність ПГУ (у піковому режимі) досягала 132 МВт, а питома витрата тепла складала 2370 ккал/кВт·год, що на 100 ккал/кВт·год менше у порівнянні з аналогічною за потужністю паротурбінною установкою.

Приблизно таку ж потужність (130 МВт) розвивала випущена у той же період ПГУ фірми «Броун–Бовері», ВПГ якої генерував пару з тиском 12,6 МПа й температурою 537°С. Ця ПГУ мала к.к.д. порядку 34%, тобто на 6,0% вище к.к.д. паротурбінної установки рівної потужності й однакових з нею параметрів пари. Фірма «Броун–Бовері» виготовляла ВПГ продуктивністю до 75 т/год.

Фірмою «Фостер Уїллер» (США) була запропонована ПГУ з ВПГ, газовою турбіною потужністю 18,7 МВт й паровою турбіною потужністю 117,7 МВт (з початковими параметрами 12,7 МПа, 538°С). Планове підвищення її потужності повинно було складати 15%, а економія палива – 10%.

Таблиця 4.3. Порівняння ефективності різних схем ТЕС за даними GE

Мал. 4.24. ПГУ з ВПГ, яку мала чехословацька ТЕЦ «Двір Кралови»: 1 – компресор; 2 – повітряна турбіна; 3 – перший ступінь повітропідігрівача; 4 – другий ступінь повітропідігрівача; 5 – циклонна топка парового котла; 6 – парова турбіна

Експериментуючи, фірми створювали різні варіанти схем енергетичних ПГУ з ВПГ. Оригінальну схему мала чехословацька ПГУ (встановлена на ТЕЦ «Двір Кралови») з пароповітряним котлом (мал. 4.24). Як видно, у ній стиснене компресором повітря нагрівається спочатку до 650°С у двох послідовно розміщених у котлі поверхневих підігрівачах (3, 4), після чого надходить у газову (в даному випадку – повітряну) турбіну (2), розширившись в якій, йде потім у циклонну топку котла (5). Котел, крім підігріву повітря, одночасно генерує пару, якою живиться парова турбіна (6). Розрахунковий к.к.д. установки досягав 37–38%.

Проте енергетичні ПГУ з ВПГ відрізнялись достатньо великою складністю й вимагали високоякісного газоподібного або рідкого палива. Усе це стимулювало підвищення інтересу до парогазових установок з низьконапірним парогенератором (ПГУ з НПГ) як більш простих за схемою, що не вимагають нетипового обладнання й допускають спалювання у котлі будь-яких видів палива, включаючи й тверде.

В умовах все зростаючого дефіциту високоякісного палива ця перевага ПГУ з НПГ набуває особливе значення. Як уже вказувалось у підрозділі 3.8, у 1981 р. на Молдавській ГТЕС-2 були споруджені дві ПГУ з НПГ потужністю по 250 МВт. Енергоблоки працюють у змінній частині графіка електричних навантажень із зупинкою газотурбінних агрегатів ГТ-35-770 і розвантаженням парових турбін К-210-130 до 40% повної потужності вночі.

Інтенсивний розвиток й широке впровадження в енергетику ПГУ з котлом-утилізатором почались після досягнення початкової температури газів перед турбіною більше 1000°С (до кінця 80-х років ХХ століття фірми «Дженерал електрик» і «Вестінгауз» почали використовувати температури газів, наближені до 1260°С). Збільшення температури газу перед турбіною підвищує, звичайно, температуру вихлопних газів і збільшує можливості використання їх тепла у КУ, що дає помітне підвищення потужності й к.к.д. парогазової установки. Інтерес до ПГУ з КУ стимулювався ще тим, що їх питома вартість виявилась майже на 30% менша вартості паротурбінних ТЕС з блоками рівної потужності. Випуском цих установок у світі в 90-х роках ХХ століття займалось 17 фірм, найбільшими з яких є американські фірми «Дженерал електрик» і «Вестінгауз» (випускає ПГУ з КУ під фірмовою маркою РАСЕ). ПГУ типу РАСЕ працюють у США, Мексиці, Японії. Установки типу VEGA (французька фірма «Альстом» спільно з «Дженерал електрик») знаходять застосування у ряді країн Європи й Азії (особливо у Китаї і Малайзії). Фірма «Сіменс» створила ряд енергетичних ГТУ серії «3А» потужністю від 70 (V64.3А) до 240 (V94.3А) МВт. Відповідно зросли на їх базі потужності й к.к.д. ПГУ. До числа найбільш потужних слід віднести ПГУ-ТЕС «Hsinta» на Тайвані (мал. 4.25).

Мал. 4.25. ПГУ-ТЕС «Hsinta» на Тайвані потужністю 2200 МВтНайсучаснішою електростанцією нового покоління не тільки країн СНГ, але й Європи з високоекономічною та екологічно безпечною парогазовою технологією виробництва електрой теплоенергії цього типу є Північно-Західна ТЕЦ, розташована у Приморському районі Санкт-Петербурга. Станція вводилась в експлуатацію поетапно чотирма пусковими комплексами. До складу кожного входить енергоблок ПГУ-450Т і комплекс загальностанційних споруд (перший енергоблок був введений в експлуатацію у грудні 2000 р., а другий – 29 листопада 2006 р.). Перший та другий енергоблоки, а потім третій та четвертий будуть об’єднані в автономні модулі в окремих будівлях головного корпусу. Кожен енергоблок ПГУ-450Т вклю

чає: два газотурбінних двигуна V94,2, два котла-утилізатора П-90, одну теплофікаційну парову турбіну Т-150-7,7, три генератори з повітряним охолодженням ТФГ(П)-160-2УЗ і триступінчату теплофікаційну установку з двома горизонтальними підігрівачами сітьової води 1-го і 2-го ступенів з двома вертикальними сітьовими підігрівачами 3-го ступеня. Сітьові підігрівачі можуть працювати як послідовно, так і паралельно. Установлена електрична потужність кожного енергоблоку 450 МВт, а теплова – 365 Гкал/год. Річний виробіток електроенергії 2353 млн. кВт·год, теплоти – 1783 тис. Гкал. Після вводу всієї станції в експлуатацію річний відпуск електроенергії складе 9410 млн. кВт·год при наробітку 5445 годин в рік.

Північно-Західна ТЕЦ – перша сучасна парогазова електростанція Росії
У період 2000–2005 рр. у ряді країн було побудовано декілька газотурбінних ТЕС (по суті, парогазових установок) з використанням твердого палива, у результаті чого сумарний приріст потужностей введених електроустановок такого типу виявився порядку 10% на рік. При цьому, крім вугілля, використовувались відходи нафтопереробки і біомаси. Вже в 2000–2003 рр. введені в експлуатацію ПГУ з газифікацією нафтового коксу: у США (потужністю 750 і 936 МВт), Японії (650 і 342 МВт), Нормандії (400 МВт), Італії (279 МВт), Сицилії (562 МВт), Сінгапурі (160 МВт). В Іспанії до кінця 2004 р. – початку 2005 р. на цьому ж паливі була пущена ПГУ потужністю 935 МВт. Крім того, продовжувалось спорудження ПГУ з газифікацією біомас. Так, в 2001 р. в Італії (у м. Піза) введені в дію ПГУ з газифікацією деревини потужністю 12–16 МВт. У 2002 р. в Бразилії (штат Байя) – ПГУ (на базі LM 5000) з газифікацією жому цукрової тростини (багаса). У США (штат Міннесота) на цьому ж паливі споруджується ПГУ потужністю 75 МВт. У Німеччині функціонує пілотна ТЕЦ електричною потужністю 3,5 і тепловою 4,5 МВт з газифікацією дерев’яних відходів різного типу. У даний час у світі нараховується більше 20 ПГУ з газифікацією палива.

Установки з енергетичним вприском пари (STIG) в проточну частину газотурбінного двигуна є газопаровими або монарними (див. підрозділ 3.8). Вони переважно використовуються в якості електростанцій промислових підприємств і невеликих регіональних електростанцій, коли потрібен максимальний вихід електроенергії і є джерело прісної води. Хоча абсолютний рівень к.к.д. цих ГПУ нижчий, ніж у бінарних (з ПТУ), але завдяки відсутності парової турбіни й конденсатора та наявності одного електрогенератора вони набагато простіші за конструкцією й компактніші бінарних. Крім того, можливість вприску пари у камеру згорання створює умови для мінімізації емісії високотоксичних оксидів азоту. Найбільшим виробником ГПУ – STIG є фірма «Дженерал електрик». Її ГПУ працюють у багатьох країнах світу, у тому числі у Китаї й Японії. У 1988 році в Японії ввійшла у дію одна із найпотужніших у світі газопарова ТЕС «Фудзі». Вона складається із чотирнадцяти одновальних газопарових моноблоків STIG 109Е (мал. 4.26) загальною потужністю 2000 МВт, причому можливість послідовного їх включення забезпечує постійний к.к.д. (48%) у діапазоні навантажень від 100 до 14%. ТЕС «Фудзі» – одна із 10 запропонованих для будівництва японських ПГУ ТЕС.

Безповоротна втрата з вихлопними газами хімічно очищеної котлової води є основним недоліком ГПУ типу STIG і він усувається в установці під назвою «Водолій» (мал. 4.27), в якій здійснюється конденсація водяних парів, що містяться у вихлопних газах, у контактному конденсаторі на виході із котлаутилізатора.

З 2001 р. головний зразок ГПУ «Водолій16» (на базі UGT 10000S) перебуває у дослідно-промисловій експлуатації як привод на компресорній станції «Ставищенська» (ДК «Укртрансгаз», м. Черкаси) центрального газопроводу Росія–Україна–Європа.

Його дослідження продемонстрували можливість конденсації не тільки пари, вприснутої у продукти згорання за схемою STIG, але й парів води, що утворюються у камері згорання у процесі горіння вуглеводневого палива. Такі газопарові установки перспективні для застосування у маловодних районах.

За минулі роки в світі вдалося досягти великих успіхів в області розробки різних парогазових і газопарових електростанцій, на яких забезпечуються найвищі к.к.д. серед всіх електростанцій, що виробляють електроенергію на органічному паливі. Крім того, вони є найбільш екологічно чистими з усіх електростанцій на викопному паливі.

Мал. 4.26. ГПУ блоку STIG 109Е електростанції «Фудзі»: 1 – повітрозабірна камера; 2 – ГТУ; 3 – блок допоміжного обладнання; 4 – ПТ; 5 – загальний електричний генератор; 6 – котел; 7 – економайзер і випаровувач низького тиску; 8 – економайзер і випаровувач високого тиску; 9 – установка для видалення оксидів азоту

Мал. 4.27. Схема компоновки енергоблоку за циклом «Водолій»

Системи управління тепловими процесами парогазових і газопарових електростанцій

Окремі частини технологічного обладнання у міру розвитку ТЕС ставали все більш сучасними, а самі ТЕС – більш комплексними. Контрольно-вимірювальна апаратура і керуючі пристрої в цих умовах набули особливого значення. Нові можливості для підвищення рентабельності й екологічності енергетичних установок, а поряд з тим і їх надійності та безпеки відкрив стрімкий розвиток комп’ютерної техніки і мікроелектроніки, систем автоматизованого управління і регулювання.

Сучасні парогазові й газопарові електростанції обслуговуються за допомогою єдиного програмно-технічного комплексу АСУ ТП (автоматизовані системи управління технологічними процесами). До складу комплекса входять: вимірювальні пристрої (датчики); прилади управління масовими потоками; власне система АСУ ТП для виконання задач регулювання, управління, контролю і автоматизації; щит управління.

Повна автоматизація газотурбінних і парогазових установок забезпечує їх надійну роботу і оптимальне використання палива, яке витрачається. Оперативний персонал здійснює технологічний процес за допомогою засобів контролю і управління на базі ЕОМ. На стіні в приміщенні щита управління перед операторами зазвичай розміщена мнемосхема установки, обладнана резервованими функціональними модулями і підгрупами, пристроями для контролю проміжних і загальнотехнологічних контурів, індикаторами і сигналізаторами стану обладнання і його захисту.