ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Парогазовые установки в энергетике России из "Топливо Кн3" В электроэнергетике России наблюдается рост износа основных производственных фондов при относительно низкой экономичности оборудования тепловых электростанций. Поэтому рассматриваются вопросы обновления основных фондов в электроэнергетике и, в том числе, посредством технического перевооружения действующих обьектов. Одно из направлений здесь — использование газотурбинных установок (ГТУ) и парогазовых установок (111 У). Возможности применения ГТУ и ПГУ подробно рассмотрены в [14.13]. Поэтому приведем здесь результаты работ, выполненных в России за последние 8-10 лет, с использованием материалов, опубликованных в [14.48, 14.49, 14.52]. [c.201] Для производства электрической и тепловой энергии на тепловых электростанциях России ежегодно расходуется около 140 млрд. м природного газа. Использование этого ценного энергоносителя в традиционных паровых установках конденсационных и теплофикационных электростанций недостаточно эффективно. [c.201] Хотя по энергетической стратегии России до 2020 г. прироста потребления газа тепловыми электростанциями в период до 2020 г. по сравнению с современным уровнем практически не будет, сохранится относительно благоприятная для теплоэнергетики перспектива снабжения природным газом, доля которого составит 50-55 % в общем топливном балансе ТЭС на уровне 2010-2020 гг. Это делает совершенно необходимым и экономически оправданным скорейшее внедрение высокоэкономичных газотурбинных установок на параметры, соответствующие мировому техническому уровню, и создание на их основе комбинированных парогазовых установок. [c.201] Эффективность парогазовых установок существенно выше, чем паровых. Это обусловлено в первую очередь значительной экономией топлива (на 30 % и более по сравнению с традиционным паросиловым циклом), а также уменьшением объемов капиталовложений и металлоемкости на единицу вводимой мощности, сокращением продолжительности строительства ТЭС, уменьшением потребления воды, снижением численности обслуживающего персонала и др. Парогазовые установки являются экологически чистыми, им не нужны спедаальные установки по очистке дымовых газов от вредных выбросов. [c.201] Для примера на рис. 14.73 представлена схема ПГУ на базе GT26 АВВ (ТЭС Тагапако) мощностью 360 МВт, в которой отражено большинство перечисленных тенденций. Близкая по структуре схема реализована и в разработанной недавно в России ПГУ-170 на базе ГТЭ-110. [c.203] Очевидно, что реализация современных и перспективных парогазовых установок требует использования ГТУ, отвечающих высоким современным требованиям по экономичности, надежности и экологическим характеристикам. [c.203] Поэтому в настоящее время в России не получили широкого применения энергетические газовые турбины мощностью 60 МВт и выше. Вместе с тем отечественные заводы [ОАО ЛМЗ, 1Ш0 Сатурн (ОАО Рыбинские моторы ), ОАО Пермские моторы ] имеют необходимые разработки по ряду агрегатов, которые близки к завершению и выпуску головного образца или постановке в серию. Характеристики этих ГТУ приведены в табл. 14.50. [c.204] По данным НПО Сатурн , ГТЭ-110 может быть базовым агрегатом семейства мощностью от 60 до 160 МВт. Модификация достигается изменением производительности компрессора и повышением начальной температуры перед газовой турбиной. Преемственность конструкторских решений в серии позволяет надеяться на сжатые сроки разработки и изготовления. Аналогичные перспективные семейства турбин представляют также ОАО ЛМЗ и ОАО Пермские моторы . [c.206] Таким образом, можно констатировать, что в настоящее время в России существует реальная возможность в короткие сроки создать энергетические ПГУ только на базе двух достаточно современных энергетических газовых турбин — ГТЭ-160 ОАО ЛМЗ и ГТЭ-110 НПО Сатурн , готовых к серийному выпуску. Здесь следует сказать о наиболее мощном из серийных агрегатов средней мощности — НК-37 [30 МВт ОАО Моторостроитель (г. Самара)], эксплуатируемом на Безымянской ТЭЦ. Этих трех перечисленных агрегатов уже достаточно для реализации широкого спектра современных парогазовых технологий в российской энергетике. Кроме того, технический задел производителей ГТУ позволяет (при наличии заказов и инвестиций) в сжатые сроки значительно расширить ряд типоразмеров. [c.206] О парогазовых установках. Развитие ПГУ в России прошло ряд этапов, их теоретические основы бьши заложены еще в 50-70-е годы. Причем по важнейшим для тех лет направлениям [ртутно-паровой цикл и цикл с высоконапорным парогенератором (ВПГ)] существовал несомненный российский приоритет (разработчики А. Н. Ложкин, А. А. Канаев, М. И. Корнеев, В. А. Зысин, Е. Н. Прутковский, А. И. Андрющенко и др.). [c.206] На Молдавской ГРЭС эксплуатируются два энергоблока ПГУ мощностью по 250 МВт с газомазугаыми НПГ, их годовая наработка составляет 7460 ч. 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. Отработаны режимы автоматического пуска газовых турбин и их подключения к действующим паровым котлам после ночного останова. Среднеэксплуатационное снижение удельного расхода топлива по сравнению с ПСУ составляет 3-5 %. [c.207] Следует также отметить, что в ЦКТИ и ЛПИ в 70-80-е годы активно велись теоретические и экспериментальные работы по ПГУ с впутрицикловым паровым охлаждением ГТУ (схема ЦКТИ-ЛПИ), которые предвосхитили современную технологию Н . [c.207] Процесс создания новых современных ПГУ возобновился в России только несколько лет назад. [c.208] Парогазовая установка создана по дубль-блочной схеме с двумя давлениями генерируемого пара с 2-4-хсгупенчатой системой подогрева сетевой воды. В настоящее время первый энергоблок успешно эксплуатируется в течение всего 2001 г и подтверждает все проектные характеристики. К сожалению, отсутствие теплотрассы не позволило реализовать дополнительный экономический эффект от теплофикации, и блок эксплуатируется в чисто конденсационном режиме. Параметры энергоблока ПГУ-450Т соответствуют времени начала проекта (1992-1993 гг.). Тем не менее, успешная реализация этой ПГУ является серьезным прорывом российской энергетики в области парогазовых технологий. [c.208] Авторами проекта разработана необычная схема, основная особенность которой состоит в том, что охлаждение уходящих газов котла осуществляется не в газоводяных теплообменниках, а в сохраняемом в схеме ПГУ вращающемся регенеративном воздухоподогревателе (РВП) с помогцью избыточного воздуха. Последний выполняет роль промежуточного теплоносителя, передающего тепло уходящих газов котла подпиточной или сетевой воде. [c.209] Данная схема имеет сложную систему газовоздухопроводов большого сечения и шиберов, плотность которых оказалась недостаточна. Для схемы характерны неизбежные перетечки в РВП (до 20 %), а также отсутствие вытеснения регенерации паровой турбины. Поэтому реконструкция паротурбинных энергоблоков путем надстройки газовой турбиной привела к некоторому снижению надежности работы установки и к значительным дополнительным потерям тепла. Как показали испьггания, парогазовый блок вместо проектного прироста КПД на 1,0-1,5 % обеспечивает ту же экономичность, что и паросиловой блок до реконструкции. При использовании рациональной схемы прирост КПД составил бы 2-3 %. Таким образом, с точки зрения реализации парогазовых технологий ПГУ Южной ТЭЦ представляет собой скорее отрицательный пример. [c.209] Но в целом в России газотурбинного и парогазового бума не наблюдается. Реальные инвестиционные проекты в энергетике в настоящее время практически отсутствуют, хотя на стадии ТЭО и технических предложений рассматривается достаточно широкий спектр ПГУ, приведенных в табл. 14.51. [c.209] В последние годы на начальных стадиях проектирования наиболее часто рассматривались ПГУ-325 и ПГУ-450 применительно к ТЭЦ и ГРЭС. [c.209] Кроме того, в отечественных разработках получила развитие общемировая тенденция в реализации одновальных моноблочных установок ПГУ-270 и ПГУ-230 ОАО ЛМЗ, ПГУ-170 НПО Сатурн (табл. 14.51). [c.209] Вернуться к основной статье