3

Газеты:

Энергетика и промышленность России Тепловая энергетика и ЖКХ
4

Каталог Энергетика RU

Компании-партнеры Продукция и услуги Новости компаний
16+
Регистрация
РУС ENG
\Газета "Энергетика и промышленность России" \№ 12 (104) июнь 2008 года \Тема номера \
http://www.eprussia.ru/epr/104/7979.htm
Газета "Энергетика и промышленность России" | № 12 (104) июнь 2008 года

История парогазового цикла в России

Тема номера Павел АНДРЕЕВ

Прогресс в теплоэнергетике связывают с повышением эффективности, экологичности, снижением материало- и капиталоемкости, повышением надежности и эксплуатационных свойств энергетических установок тепловых электростанций.

Одно из главных направлений в решении этих задач – внедрение в энергетику комбинированных парогазовых установок (ПГУ).

Идея создания парогазовых установок, использующих в качестве рабочих тел продукты сгорания топлива и водяной пар (бинарные установки), впервые была высказана французским ученым Сади Карно в работе «Размышления о движущей силе огня и о машинах, способных развивать эту силу» (1824 год).

С. Карно предложил схему поршневой парогазовой установки и обосновал основное условие создания эффективных парогазовых установок – использование продуктов сгорания топлива в качестве рабочего тела в области высоких температур с одновременной утилизацией отбросного тепла газов для получения рабочего пара. По мере развития паровых и газовых турбин практическое осуществление этой идеи гениального ученого, более чем на столетие вперед определившего основные пути развития парогазовых тепловых двигателей, оказалось вполне возможным.



Первые установки

Первые бинарные парогазовые установки появились в Германии. В 1913‑1917 гг. Хольцварт осуществил ПГУ на базе ГТУ с пульсирующей камерой сгорания. КПД установки не превышал 14 процентов.

В 1932 году фирма «Броун-Бовери» разработала высоконапорный парогенератор «Велокс», в топку которого воздух подавался осевым компрессором, приводом которого служила осевая газовая турбина.

В сочетании «Велокса» с паровой турбиной получалась парогазовая установка с нулевой выработкой полезной мощности газовой турбиной.

В России исследования комбинированных термодинамических циклов были выполнены ЦКТИ в 1934‑1940 годах и продолжены в послевоенные годы.

В 1944‑1945 годах в ЦКТИ А. Н. Ложкин разработал схему парогазовой установки со сгоранием топлива при постоянном давлении. Теоретические основы комбинированного парогазового цикла с высоконапорным парогенератором (ПГУ с ВПГ) были проанализированы в работах А. Н. Ложкина и А. Э. Гельтмана. Это позволило повысить эффективность установки за счет параллельного с регенеративной системой паровых турбин подогрева питательной воды. В этот период были разработаны основные принципы комбинирования паровых и газовых турбин, проведен термодинамический анализ парогазовых циклов, выполнено сравнение различных комбинированных схем, а также выявлено преимущество установок с высоконапорными парогенераторами по сравнению с ПГУ сбросного типа (с низконапорными парогенераторами) и с котлами-утилизаторами.



Преимущества комбинирования

Это преимущество заключается, прежде всего, в значительном снижении металловложений в высоконапорные парогенераторы по сравнению с котлоагрегатами обычного типа. Кроме того, парогазовые установки с высоконапорными парогенераторами обеспечивают большую экономию топлива как по сравнению с парогазовыми установками других типов, так и по сравнению с раздельными паротурбинными и газотурбинными установками. Это справедливо для ПГУ на базе газовых турбин с начальной температурой газов перед ними до 950‑1000° С.

Начатые в ЦКТИ термодинамические исследования циклов ПГУ получили развитие в работах специалистов Одесского политехнического института (под руководством профессора Д. П. Гохштейна), Саратовского политехнического института (под руководством профессора А. И. Андрющенко), Ленинградского политехнического института (под руководством профессоров И. И. Кириллова и В. А. Зысина).

На базе разработанных ЦКТИ схем и основного нестандартного оборудования парогазовых установок в Советском Союзе были построены и введены в эксплуатацию следующие парогазовые установки:
• ПГУ с ВПГ мощностью 6,5 МВт на базе ГТУ-1,5 с начальной температурой газов 720 °С (1963 год, Ленинград, Первая ЛенГЭС);
• 3 блока ПГУ с ВПГ мощностью 16,5 МВт на базе ГТ-700‑4-1М с начальной температурой газов 700 °С (1966‑1970 годы, Ленинград, Блок-ТЭЦ № 6);
• ПГУ с ВПГ мощностью 200 МВт на базе ГТ-35 с начальной температурой газов 770 °С производства Харьковского турбинного завода (1972 год, Невинномысск, Невинномысская ГРЭС);
• ПГУ с НПГ мощностью 250 МВт на базе ГТ-35 с начальной температурой газов 770 °С (1982 год, Молдавская ГРЭС);
• ПГУ с КУ мощностью 35 МВт на базе ГТН-25 с начальной температурой газов 770 °С (1996 год, Грязовец Вологодской области).



Другие разработки

В 1997 году были произведены работы по надстройке блока с турбиной Т-250 на Южной ТЭЦ Санкт-Петербурга газотурбинной установкой GT-8C. Авторами этого 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 воздухоподо-гревателе (РВП) с помощью избыточного воздуха. Последний выполняет роль промежуточного теплоносителя, передающего тепло уходящих газов котла подпиточной или сетевой воде. Схема имеет весьма сложную систему газовоздухопроводов большого сечения и шиберов, плотность которых недостаточна. Для нее характерны также неизбежные перетечки в РВП (до 20 процентов), а также отсутствие вытеснения регенерации паровой турбины. Поэтому такая реконструкция паротурбинных энергоблоков путем надстройки газовой турбинной установки привела к снижению надежности работы установки и к значительным дополнительным потерям тепла. Как показали испытания, парогазовый блок вместо проектного прироста КПД на 1‑1,5 процента обеспечивает ту же экономичность, что и паросиловой блок до реконструкции. При использовании рациональной схемы прирост КПД составил бы 2‑3 процента. Таким образом, парогазовый блок Южной ТЭЦ Санкт-Петербурга представляет собой с позиции парогазовых технологий, скорее, отрицательный пример.

Кроме того, были выполнены проекты ПГУ с ВПГ и НПГ мощностью 250‑1000 МВт, включая и ПГУ с внутрицикловой газификацией топлива, предназначенные как для нового строительства, так и для модернизации действующих паросиловых блоков, выработавших ресурс. А НПО ЦКТИ разработало для «Газпрома» концепцию ведомственной электростанции мощностью 30‑100 МВт с использованием типов ГТУ, применяемых «Газпромом», но в энергетическом варианте. Концепция основана на применении моно- и дубль-блочных ПГУ с унифицированными по группам ГТУ котлами-утилизаторами и вспомогательным оборудованием.



После затишья

В последние 15‑20 лет существования Советского Союза в энергетике в области парогазовых технологий имела место затяжная пауза – сложившаяся, помимо всего прочего, в силу недооценки парогазовых технологий.

За эти годы в мировом газотурбостроении сменилось несколько поколений агрегатов. Начальная температура газа выросла с 800‑850 °С до 1200‑1300 °С и выше. В результате этого была преодолена граница (примерно 1100 °С), за которой наиболее эффективным типом парогазовой установки становится не ПГУ с ВПГ или НПГ, а ПГУ с котлом-утилизатором (КУ). Отечественная энергетика оказалась не готова к развитию высокоэкономичных ПГУ с КУ.

Однако с появлением на российском рынке мощных газотурбинных установок оживились работы по разработке схем и установок с котлами-утилизаторами. Так, например в 2000‑2001 годах была начата реализация разработанного еще в 1993 году проекта ПГУ-450Т на Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга. Здесь устанавливаются 4 парогазовых блока ПГУ-450Т. В состав каждого блока входят: две газовые турбины V-94.2 фирмы Siemens мощностью по 150 МВт; два котла-утилизатора П-90 АО «Подольский машиностроительный завод» (новая разработка); одна теплофикационная паровая турбина Т-150‑7,7 ОАО «ЛМЗ» мощностью 150 МВт (новая разработка); три генератора с воздушным охлаждением ТФГ (П)-160‑2УЗ АО «Электросила» мощностью 160 МВт (новая разработка).

ПГУ создана по дубль-блочной схеме с двумя давлениями генерируемого пара с 2‑4-ступенчатой системой подогрева сетевой воды. В настоящее время блок успешно эксплуатируется и подтверждает все проектные характеристики. Уровень техники блока ПГУ-450Т соответствует 1992‑93 годам – времени начала проекта. Тем не менее, успешная реализация этой ПГУ явилась серьезным прорывом российской энергетики в области парогазовых технологий.

В 2005 году была введена в эксплуатацию ПГУ-450Т на Калининградской ТЭЦ-2 по тепловой схеме, аналогичной схеме Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга.

В 2006 году сооружается ПГУ-325 на Ивановской ТЭЦ по схеме дубль-блок на базе ГТУ-110 производства ОАО НПО «Сатурн».



ПГУ-170

НПО ЦКТИ участвует в разработке схем и проектов современных парогазовых блоков. Наибольший объем проектных проработок касается ПГУ-170. Разработка одновального блока ПГУ выполнялась по инициативе ОАО «Институт Теплоэлектропроект» под патронажем Научного совета «Теплофизика и Теплоэнергетика» Российской академии наук специалистами ОАО «Институт Теплоэлектропроект», ОАО «НПО ЦКТИ», ОАО ЛМЗ, АО «Электросила», АО «Подольский машиностроительный завод», НПО «Сатурн» (ОАО «Рыбинские моторы»). Базой для нее явилась газотурбинная установка ГТУ-110 мощностью 110 МВт, которая в полной комплектации установлена в 2001 году на стенде Ивановской ГРЭС.

ПГУ-170 позволяет при техническом перевооружении установить в габаритах двух энергоблоков К-200, полностью отработавших ресурс и подлежащих замене, три ПГУ-170.

Аналогичный теплофикационный блок ПГУ-170Т был проработан для установки на ТЭЦ-27 «Мосэнерго». В результате были подготовлены исходные требования к блоку и основному оборудованию.

Одно из весьма важных и перспективных направлений реализации парогазовых технологий – это модернизация и техническое перевооружение существующих электростанций с блоками от 150 до 800 МВт. Такая модернизация позволяет повысить технический уровень станции до самого современного при сохранении и использовании зданий и сооружений, инфраструктуры, внешних сетей и коммуникаций, а также части основного и вспомогательного оборудования в зависимости от технического состояния и остаточного ресурса.



Будущее – за отечественными разработчиками

На электростанциях со значительным остаточным ресурсом энергоблоков, в топливном балансе которых велика доля мазута или угля, но имеется и природный газ в количестве, достаточном для ГТУ, могут использоваться газотурбинные надстройки, превращающие паросиловые блоки в парогазовые:
а) схема со сбросом уходящих газов ГТУ в топку котла (наиболее рациональна схема с вытеснением регенерации паровой турбины);
б) схема со сбросом уходящих газов ГТУ в теплообменники и вытеснением регенерации высокого и низкого давления;
в) схема с установкой за ГТУ парового котла-утилизатора и подачей выработанного пара в паротурбинную часть (возможна комбинация со схемой «б»).

Все эти схемы могут с успехом применяться и для чисто газовых электростанций.

В целом можно констатировать, что создание ПГУ на уровне, близком к лучшим мировым образцам, является реальной задачей для отечественной промышленности. Доказательство тому – успешная реализация всех, включая последние, парогазовых объектов.

Кабельная арматура, Газпром, Генерация, ГРЭС , Мощность, Сети , Топливо, Турбины, ТЭЦ, Парогенератор, Провод, Тепловая энергетика, Электростанция

Распечатать Отправить по E-mail

Отправить на Email

Похожие Свежие Популярные

Войти или Зарегистрироваться, чтобы оставить комментарий.