4.3. Электростанции с парогазовыми и газопаровыми установками

Исследования отечественных и зарубежных специалистов в области теплоэнергетики и опыт строительства и эксплуатации тепловых электрических станций (ТЭС) показал, что выработка электроэнергии и теплоты на них наиболее эффективна в парогазовых (ПГУ) и газопаровых (ГПУ) установках, включающих в себя газотурбинную (ГТУ) и паротурбинную (ПТУ) установки (см. подраздел 3.8). В результате такого сочетания теплота в комбинированной установке подводится в цикл при высокой начальной температуре газов в газотурбинной установке, а неиспользованная теплота отводится в холодный источник при температуре пара в конденсаторе или теплофикационных подогревателях, т.е. при сравнительно низкой температуре. Поэтому коэффициент полезного действия (к.п.д.) такой комбинированной установки значительно выше к.п.д. как газотурбинных, так и паротурбинных установок, входящих в состав парогазовых установок. Так, к.п.д. парогазовой установки на базе зарубежных серийных газотурбинных установок последнего поколения составляет 56–58,5%, а в 2005–2006 гг. планировался ввод в коммерческую эксплуатацию парогазовых установкок с к.п.д. 60% на базе ГТУ с начальной температурой газа более 1500°С.

Начало строительству электростанций с парогазовыми установками положено в 1949–1950 гг. Первой из получивших практическую реализацию была созданная в 1949 г. бинарная ПГУ, выполненная по схеме с подогревом питательной воды парового котла выхлопными газами газовой турбины. Возможный при этом отказ от регенеративных отборов пара из паровой турбины увеличивал её мощность и повышал тем самым техникоэкономические показатели всего парогазового блока. Экспериментальные исследования характеристик таких ПГУ проводились в Цюрихе на предприятиях фирмы «Эрликон», на электростанциях «Бель Иль» и «Артур Хай» в США. Наиболее известны результаты испытаний на последней из них.

В эксперименте использовалась газовая турбина мощностью 3,5 МВт с начальной температурой газа 760°С. Её уходящие газы имели температуру 415°С, что обеспечило подогрев питательной воды с 65 до 148°С и, как результат, приращение мощности станции на 29,5% номинальной мощности газовой турбины.

Практически по такой же схеме годом ранее была модернизирована электростанция «Вест Тексас» (США) с тремя паротурбинными блоками по 6 МВт каждый. Надстройка их одной газовой турбиной мощностью 5 МВт обеспечила увеличение общей мощности паровых турбин на 1,66 МВт и повышение к.п.д. станции с 15,66 до 18,03%.

Вследствие незначительности полученного эффекта проектные организации и турбостроительные фирмы обратились к исследованиям и внедрению в энергетику других схем ПГУ. В 50-х годах ХХ ст. такими исследованиями занимались зарубежные фирмы «Дженерал электрик», «Бернс энд Рое», «Броун–Бовери», «Фостер Уиллер», «Вестингауз», «Шкода» и др.

Американская проектная организация

«Бернс энд Рое» в начале 50-х годов провела сравнительное исследование эффективности трех схем ТЭС: чисто паротурбинной (т. е. ПТУ); парогазовой с НПГ, в которой содержащие кислород выхлопные газы ГТУ сбрасываются (в качестве горячего дутья) в топку парового котла паротурбинной установки; парогазовой с ВПГ, в которой топка парового котла работает под давлением, питаясь сжатым воздухом от компрессора ГТУ и выполняя одновременно функции её камеры сгорания.

Результаты своего анализа «Бернс энд Рое» привела в виде графика (рис. 4.23). Как видно, во всём диапазоне нагрузок от 100 до 50% при характерных для этого периода температурных уровнях рабочих тел наименьший удельный расход тепла (т. е. наибольший к.п.д.) обеспечивает ПГУ с ВПГ.

К таким же выводам пришла и фирма «Дженерал электрик», включившая в свой анализ и ПГУ с вытеснением паровой регенерации. Показатели эффективности по данным этих исследований приведены в табл. 4.3.

И здесь, хотя и с небольшой разницей в абсолютных значениях, преимущество по эффективности имеет ПГУ с ВПГ.

В исследованиях того времени даже не рассматривался вариант ПГУ с котлом-утилизатором (КУ), несмотря на его предпочтительность с точки зрения термодинамики. Связано это с тем, что при характерных для того периода невысоких температурах газа перед турбиной, за нею (т. е. перед котломутилизатором) температура газа оказывалась совершенно недостаточной для генерирования пара необходимых для ПТУ параметров.

Что же касается ПГУ с ВПГ, то она привлекла к себе внимание тем, что в ней параметры генерируемого в ВПГ пара не зависят от рабочей температуры газа в газовой турбине. Путём увеличения температуры горения в топке ВПГ (соответствующим уменьшением коэффициента избытка воздуха) этим параметрам можно придать любые необходимые для паровой турбины значения, обеспечив тем самым существенное приращение её мощности. Это привело к тому, что к 60-м годам ХХ века преимущественное применение на зарубежных электростанциях стали получать ПГУ с ВПГ. К наиболее мощным можно отнести установленную на электростанции «Насворти» (США) ПГУ фирмы 1 – ПТУ; 2 – ПГУ с НПГ; 3 – ПГУ с ВПГ «Вестингауз». Она включала в себя ГТУ мощностью 35 МВт, ВПГ паропроизводительностью 296 т/ч (с параметрами пара 10,2 МПа, 540°С) и паровую турбину мощностью 85 МВт. Максимальная мощность ПГУ (в пиковом режиме) достигала 132 МВт, а удельный расход тепла составлял 2370 ккал/кВт·ч, что на 100 ккал/кВт·ч меньше по сравнению с аналогичной по мощности паротурбинной установкой.

Рис. 4.23. Удельный расход тепла для трех типов тепловых электростанций:

Примерно такую же мощность (130 МВт) развивала выпущенная в тот же период ПГУ фирмы «Броун–Бовери», ВПГ которой генерировал пар с давлением 12,6 МПа и температурой 537°С. Эта ПГУ имела к.п.д. порядка 34%, т.е. на 6,0% выше к.п.д. паротурбинной установки равной мощности и одинаковых с ней параметров пара. Фирма «Броун–Бовери» изготовляла ВПГ производительностью до 75 т/ч.

Фирмой «Фостер Уиллер» (США) была предложена ПГУ с ВПГ, газовой турбиной мощностью 18,7 МВт и паровой турбиной мощностью 117,7 МВт (с начальными параметрами пара 12,7 МПа, 538°С). Плановое повышение её мощности должно было составлять 15%, а экономия топлива – 10%.

Таблица 4. Сравнение эффективности различных схем ТЭС по данным GE

Экспериментируя, фирмы создавали разные варианты схем энергетических ПГУ с ВПГ. Оригинальную схему имела чехословацкая ПГУ (установленная на ТЭЦ «Двор Краловы») с паровоздушным котлом (рис. 4.24). Как видно, в ней сжатый компрессором воздух нагревается сначала до 650°С в двух последовательно размещённых в котле поверхностных подогревателях (3, 4), после чего поступает в газовую (в данном случае — воздушную) турбину (2), расширившись в которой, идёт затем в циклонную топку котла (5). Котёл, помимо подогрева воздуха, одновременно генерирует пар, которым питается паровая турбина (6). Расчетный к.п.д. установки достигал 37–38%.

Рис. 4.24. ПГУ с ВПГ чехословацкой ТЭЦ «Двор Краловы»: 1 – компрессор; 2 – воздушная турбина; 3 – первая ступень воздухоподогревателя; 4 – вторая ступень воздухоподогревателя; 5 – циклонная топка парового котла; 6 – паровая турбина

Однако энергетические ПГУ с ВПГ отличались достаточно большой сложностью и требовали высококачественного газообразного или жидкого топлива. Всё это стимулировало повышение интереса к парогазовым установкам с низконапорным парогенератором (ПГУ с НПГ) как более простых по схеме, не требующих нетипового оборудования и допускающих сжигание в котле любых видов топлива, включая и твёрдое.

В условиях всё возрастающего дефицита высококачественного топлива это преимущество ПГУ с НПГ приобретает особое значение. Как уже указывалось в подразделе 3.8, в 1981 г. на Молдавской ГТЭС-2 были сооружены две ПГУ с НПГ мощностью по 250 МВт. Энергоблоки работают в переменной части графика электрических нагрузок с остановом газотурбинных агрегатов ГТ-35-770 и разгрузкой паровых турбин К-210-130 до 40% полной мощности на ночь.

Интенсивное развитие и широкое внедрение в энергетику ПГУ с котлом-утилизатором началось после достижения начальной температуры газов перед турбиной более 1000°С (к концу 80-х годов ХХ века фирмы «Дженерал электрик» и «Вестингауз» начали использовать температуры газов, приближающиеся к 1260°С). Увеличение температуры газа перед турбиной повышает, естественно, температуру выхлопных газов и увеличивает возможности использования их тепла в КУ, что дает заметное повышение мощности и к.п.д. парогазовой установки. Интерес к ПГУ с КУ стимулировался еще и тем, что их удельная стоимость оказалась почти на 30% меньше стоимости паротурбинных ТЭС с блоками равной мощности. Выпуском этих установок в мире в 90-х годах ХХ века занимались 17 фирм, крупнейшими из которых являются американские фирмы «Дженерал электрик» и «Вестингауз» (выпускает ПГУ с КУ под фирменной маркой PACE). ПГУ типа PACE работают в США, Мексике, Японии. Установки типа VEGA (французская фирма «Альстом» совместно с «Дженерал электрик») находят применение в ряде стран Европы и Азии (особенно в Китае и Малайзии). Фирма «Сименс» создала ряд энергетических ГТУ серии «3А» мощностью от 70 (V64.3А) до 240 (V94.3А) МВт. Соответственно возросли на их базе мощности и к.п.д. ПГУ. К числу наиболее мощных следует отнести ПГУ-ТЭС «Hsinta» на Тайване (рис. 4.25).

Самой современной электростанцией нового поколения не только стран СНГ, но и Европы с высокоэкономичной и экологически безопасной парогазовой технологией производства электрои теплоэнергии этого типа является Северо-Западная ТЭЦ, расположенная в Приморском районе Санкт-Петербурга. Станция вводится в эксплуатацию поэтапно четырьмя пусковыми комплексами. В состав каждого входит энергоблок ПГУ450Т и комплекс общестанционных сооружений (первый энергоблок был введен в эксплуатацию в декабре 2000 г., а второй – 29 ноября 2006 г.). Первый и второй энергоблоки, а затем третий и четвертый будут объединены в автономные модули в отдельных зданиях главного корпуса. Каждый энергоблок ПГУ-450Т включает: два газотурбинных двигателя V-94,2, два котла-утилизатора П-90, одну теплофикационную паровую турбину Т-150-7,7, три генератора с воздушным охлаждением ТФГ(П)-160-2УЗ и трехступенчатую теплофикационную установку с двумя горизонтальными подогревателями сетевой воды 1-й и 2-й ступеней и двумя вертикальными сетевыми подогревателями 3-й ступени. Сетевые подогреватели могут работать как последовательно, так и параллельно. Установленная электрическая мощность каждого энергоблока 450 МВт, а тепловая – 365 Гкал/ч. Годовая выработка электроэнергии 2353 млн. кВт·ч, а тепла – 1783 тыс. Гкал. После ввода всей станции в эксплуатацию годовой отпуск электроэнергии составит 9410 млн. кВт·ч при наработке 5445 часов в год.

Рис. 4.25. ПГУ-ТЭС «Hsinta» на Тайване мощностью 2200 МВт

В период 2000–2005 гг. в ряде стран было построено несколько газотурбинных ТЭС (по сути, парогазовых установок) с использованием твёрдого топлива, в результате чего суммарный прирост мощностей вводимых электроустановок такого типа оказался порядка 10% в год. При этом, кроме угля, использовались отходы нефтепереработки и биомассы. Уже в 2000–2003 гг. введены в эксплуатацию ПГУ с газификацией нефтяного кокса: в США (мощностью 750 и 936 МВт), Японии (650 и 342 МВт), Нормандии (400 МВт), Италии (279 МВт), Сицилии (562 МВт), Сингапуре (160 МВт). В Испании к концу 2004 г. началу 2005 г. на этом же топливе была пущена ПГУ мощностью 935 МВт. Кроме того, продолжалось сооружение ПГУ с газификацией биомасс. Так, в 2001 г. в Италии (в г. Пиза) введены ПГУ с газификацией древесины мощностью 12–16 МВт. В 2002 г. в Бразилии (штат Байя) – ПГУ (на базе LM 5000) с газификацией жома сахарного тростника (багасса). В США (штат Миннесота) на этом же топливе сооружается ПГУ мощностью 75 МВт. В Германии функционирует пилотная ТЭЦ электрической мощностью 3,5 и тепловой 4,5 МВт с газификацией древесных отходов разного типа. В настоящее время в мире насчитывается более 20 ПГУ с газификацией топлива.

Северо-Западная ТЭЦ – первая современная парогазовая электростанция России

Установки с энергетическим впрыском пара (STIG) в проточную часть газотурбинного двигателя являются газопаровыми или монарными (см. подраздел 3.8). Они преимущественно используются в качестве электростанций промышленных предприятий и небольших региональных электростанций, где требуется максимальный выход электроэнергии и есть источник пресной воды. Хотя абсолютный уровень к.п.д. этих ГПУ ниже, чем в бинарных (с ПТУ), но благодаря отсутствию паровой турбины и конденсатора и наличию одного электрогенератора они намного проще по конструкции и компактнее бинарных. Кроме того, возможность впрыска пара в камеру сгорания создает условия для минизации эмиссии высокотоксичных оксидов азота. Крупнейшим производителем ГПУ– STIG является фирма «Дженерал электрик». Ее ГПУ работают во многих странах мира, в том числе в Китае и Японии. В 1988 году в Японии вошла в строй одна из наиболее мощных в мире газопаровая ТЭС «Фудзи». Она состоит из четырнадцати одновальных газопаровых моноблоков STIG 109Е (рис. 4.26) общей мощностью 2000 МВт, причем возможность последовательного их включения обеспечивает постоянный к.п.д. (48%) в диапазоне нагрузок от 100 до 14%. ТЭС «Фудзи» – одна из 10 предполагавшихся к постройке японских ПГУ ТЭС. Безвозвратная потеря с выхлопными газами химически очищенной котловой воды является основным недостатком ГПУ типа STIG и он устраняется в установке под названием «Водолей» (рис. 4.27), в которой осуществляется конденсация водяных паров, содержащихся в выхлопных газах, в контактном конденсаторе на выходе из котла-утилизатора.

С 2001 г. головной образец ГПУ «Водолей16» (на базе UGT 10000S) находится в опытнопромышленной эксплуатации в качестве привода на компрессорной станции «Ставищенская» (ДК «Укртрансгаз», г. Черкассы) центрального газопровода Россия–Украина– Европа.

Его испытания продемонстрировали возможность конденсации не только пара, впрыснутого в продукты сгорания по схеме STIG, но и паров воды, образующихся в камере сгорания в процессе горения углеводородного топлива. Такие газопаровые установки перспективны для применения в маловодных районах.

За прошедшие годы в мире удалось достичь больших успехов в области разработки различных парогазовых и газопаровых электростанций, на которых обеспечиваются самые высокие к.п.д. среди всех электростанций, вырабатывающих электроэнергию на органическом топливе. Кроме того, они являются наиболее экологически чистыми изо всех электростанций на ископаемом топливе.

Рис. 4.26. ГПУ блок STIG 109E электростанции «Фудзи»: 1 – воздухозаборная камера; 2 – ГТУ; 3 – блок вспомогательного оборудования; 4 – ПТ; 5 – общий электрический генератор; 6 – котел; 7 – экономайзер и испаритель низкого давления; 8 – экономайзер и испаритель высокого давления; 9 – установка для удаления оксидов азота

Рис. 4.27. Схема компоновки энергоблока по циклу «Водолей»

Системы управления тепловыми процессами парогазовых и газопаровых электростанций

Отдельные части технологического оборудования по мере развития ТЭС становились все более совершенными, а сами ТЭС – более комплексными. Контрольно-измерительная аппаратура и управляющие устройства в этих условиях приобрели особое значение. Новые возможности для повышения рентабельности и экологичности энергетических установок, а вместе с тем и их надежности и безопасности открыло стремительное развитие компьютерной техники и микроэлектроники, систем автоматизированного управления и регулирования.

Современные парогазовые и газопаровые электростанции обслуживаются с помощью единого программно-технического комплекса АСУ ТП (автоматизированные системы управления технологическими процессами). В состав комплекса входят: измерительные устройства (датчики); приборы управления массовыми потоками; собственно система АСУ ТП для выполнения задач регулирования, управления, контроля и автоматизации; щит управления.

Полная автоматизация газотурбинных и парогазовых установок обеспечивает их надежную работу и оптимальное использование расходуемого топлива. Оперативный персонал ведет технологический процесс с помощью средств контроля и управления на базе ЭВМ. На стене в помещении щита управления перед операторами обычно размещена мнемосхема установки, которая оснащена резервированными функциональными модулями и подгруппами, устройствами для контроля промежуточных и общего технологических контуров, индикаторами и сигнализаторами состояния оборудования и его защиты.