CC BY
158
тельно, при потенциале погружения переход зарядов через двойной электрический слой должен отсутствовать, что и подтверждается экспериментально. Электрический ток при периодическом смачивании металлического электрода способствует развитию коррозии энергетического оборудования в зоне ватерлинии.
В статье представлены термодинамическое и кинетическое обоснование потенциала погружения, позволяющее трактовать его как потенциал идеально неполяризующегося электрода, при котором происходит обращение электрохи-
мической реакции, определяющей электродный потенциал. В рамках предложенной модели потенциал максимума электрокапиллярной кривой характеризует идеально поляризуемый электрод, когда происходит изменение полярности двойного электрического слоя.
Наличие электрического тока при периодическом смачивании металлического электрода, особенно при потенциалах ниже потенциала погружения, — дополнительный фактор агрессивности при электрохимической коррозии металла, например при коррозии энергетического оборудования по ватерлинии в зоне брызг.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Салем, Р.Р. Теоретическая электрохимия 2. Дамаскин, Б.Б. Введение в электрохимическую
[Текст] / Р.Р. Салем.— М.: Вузовская книга, 2001.— кинетику [ Текст ]/ Б.Б. Дамаскин, О.А. Петрий.— М.: С. 239. Высшая школа, 1975.— С. 244, 290.
УДК 621
Р.А. Леонтьев, В.А. Рассохин
ОСНОВНЫЕ ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ ЭКОНОМИЧНОСТИ ГАЗОПАРОВЫХ УСТАНОВОК
Человечество удовлетворяет около 80 % своих потребностей в энергии за счет органического топлива — нефти, угля, природного газа. Доля их в балансе электроэнергетики несколько ниже — около 65 % (39 % — уголь, 16 % — природный газ, 9 % — жидкие топлива).
По прогнозам международного энергетического агентства к 2020 году при росте потребления первичных энергоносителей на 35 % доля органического топлива увеличится более чем на 90 %.
Сегодня потребности в нефти и природном газе обеспечены на 50—70 лет. Однако, несмотря на постоянный рост добычи, эти сроки в последние 20—30 лет не уменьшаются, а растут в результате открытия новых месторождений и совершенствования технологий добычи. Что касается угля, то его извлекаемых запасов хватит более чем на 200 лет.
Таким образом, нет вопроса о дефиците органического топлива. Дело заключается в том,
чтобы наиболее рационально использовать их для повышения жизненного уровня людей при безусловном сохранении среды их обитания. Это в полной мере касается электроэнергетики.
У нас в стране основным топливом для тепловых электростанций служит природный газ. В обозримой перспективе доля его будет, по-видимому, снижаться, однако абсолютное потребление электростанциями сохранится примерно постоянным и достаточно большим. По многим причинам, не всегда разумным, он используется недостаточно эффективно.
Потребителями природного газа являются как традиционные паровые турбинные теплоэлектростанции (ТЭС) и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) в основном с давлением пара 13 и 24 МПа (их КПД в конденсационном режиме составляет 36—41 %), но также и старые ТЭЦ с существенно более низкими параметрами и высокими издержками производства.
Существенно повысить эффективность использования газа можно за счет применения газотурбинных и газопаровых технологий.
Максимальная единичная мощность газотурбинной установки (ГТУ) достигла к настоящему времени 300 МВт; КПД при автономной работе — 36—38 %, а в многовальных ГТУ, созданных на базе авиадвигателей с высокими степенями повышения давления, — 42,6 % и более; начальная температура газов — 1300—1500 °С; степени сжатия — 20—30.
Важнейший показатель качества применяемых газотурбинных приводов и энергетических установок — их экономичность. Роль этого показателя постоянно растет, что заставляет производителей газотурбинных установок идти по пути постоянной их модернизации.
Для обеспечения практической надежности, тепловой экономичности, невысокой удельной стоимости и эксплуатационных затрат сегодня проектируют энергетические ГТУ по простейшему циклу на максимально достижимую температуру газов (она непрерывно растет) со степенями повышения давления, близкими по удельной работе и по КПД к оптимальной для комбинированных установок, в которых используется тепло отработавших в турбине газов. Компрессор и турбина расположены на одном валу. Турбомашины образуют компактный блок со встроенной камерой сгорания — кольцевой или блочно-кольцевой. Зона высоких температур и давления локализована в небольшом по размерам пространстве, число воспринимающих их деталей невелико, а сами эти детали тщательно отработаны. Эти принципы — результат многолетней эволюции конструкции.
Большая часть ГТУ мощностью менее 25— 30 МВт создана на базе или по типу авиационных или судовых газотурбинных двигателей (ГТД), для которых характерны отсутствие горизонтальных разъемов и сборка корпусов и роторов с использованием вертикальных разъемов, широкое применение подшипников качения, небольшие масса и габариты. Требуемые для наземного применения и эксплуатации на электростанциях сроки службы и показатели готовности обеспечены в авиационных конструкциях с приемлемыми затратами.
При мощности более 50 МВт ГТУ проектируют специально для электростанций и выполняют одновальными с умеренными степенями сжатия и достаточно высокой температурой отработавших газов, облегчающей использование их теплоты. Для уменьшения размеров и стоимости, а также повышения экономичности ГТУ мощностью 50—80 МВт выполняют высокооборотными с приводом электрического генератора через редуктор. Обычно такие ГТУ аэродинамически и конструктивно подобны более мощным агрегатам, выполненным для прямого привода электрических генераторов с частотой вращения 3600 и 3000 об/мин. Такое моделирование повышает надежность и сокращает затраты на разработку и освоение.
Основным охладителем в ГТУ служит цикловой воздух. Системы воздушного охлаждения реализованы в сопловых и рабочих лопатках с помощью технологий, обеспечивших требуемые свойства при приемлемой стоимости. Применение для охлаждения турбин пара или воды может улучшить показатели ГТУ при тех же параметрах цикла или обеспечить дальнейшее (по сравнению с воздухом) повышение начальной температуры газов. Хотя технические основы для применения систем охлаждения с этими теплоносителями разработаны далеко не так детально, как с воздухом, их внедрение стало уже практическим вопросом.
В ГТУ освоено «малотоксичное» сжигание природного газа. Оно наиболее эффективно в камерах сгорания, работающих на предварительно подготовленной гомогенной смеси газа с воздухом при больших (а = 2—2,1) избытках воздуха и с равномерной, сравнительно невысокой (1500—1550 °С) температурой факела. При такой организации горения образование N0-^ удается ограничить диапазоном 20—50 мг /м3 при нормальных условиях (стандартно они относятся к продуктам сгорания, содержащим 15 % кислорода) при высокой полноте сгорания (концентрация СО меньше 50 мг/м3). Проблема заключается в сохранении устойчивости горения и близких к оптимальным условий горения при изменениях режимов. С разной эффективностью это достигается ступенчатой подачей топлива (включением/отключением тех или иных горелок или зон горения), регулировани-
ем расхода поступающего на горение воздуха и дежурным диффузионным факелом небольшой мощности.
Воспроизвести аналогичную технологию «малотоксичного» сжигания на жидком топливе значительно труднее. Однако и здесь есть определенные успехи.
Большое значение для прогресса стационарных ГТУ имеет выбор материалов и технологий формообразования, обеспечивающих длительные сроки службы, надежность и умеренную стоимость их деталей.
Детали турбины и камеры сгорания, которые омываются высокотемпературными газами, содержащими компоненты, способные вызвать окисление или коррозию, и испытывают большие механические и термические нагрузки, изготавливают из сложно-легированных сплавов на основе никеля. Лопатки интенсивно охлаждают и выполняют со сложными внутренними трактами методом точного литья, позволяющим использовать материалы и получить формы деталей, невозможные при иных технологиях. В последние годы все шире применяется литье лопаток с направленной монокристаллизацией, позволяющее заметно улучшить их механические свойства.
Поверхности наиболее горячих деталей защищают покрытиями, препятствующими коррозии и понижающими температуру основного металла [1].
Отклонение от проектной геометрии каналов решеток турбомашин под влиянием технологических и эксплуатационных факторов приводит к росту потерь энергии теплоносителя, снижению экономичности и надежности энергоблоков, изменению осевого усилия ротора, что указывает на необходимость использования высокоэффективных воздухоочистительных устройств и качественных видов топлива в ГТУ и своевременной очистки проточной части от загрязнений.
В современных энергетических ГТУ большой мощности температура отработавших в турбине газов составляет 550—640 °С. Их тепло может быть использовано для теплоснабжения или утилизировано в паровом цикле с повышением КПД комбинированной парогазовой установки до 55—58 %, что реально уже получено. Возмож-
ны и практически применяются различные сочетания газотурбинных и паровых турбинных циклов. Среди них доминируют бинарные, с подводом всего тепла в камере сгорания ГТУ, выработкой пара высоких параметров в котле-утилизаторе за ГТУ и использованием его в паровой турбине.
Для отечественной тепловой энергетики важнейшая хозяйственная задача — освоение и широкое использование газотурбинных установок с теми параметрами и показателями, которые уже достигнуты в мире. Важнейшая научная задача — обеспечение проектирования, изготовления и успешной эксплуатации этих ГТУ.
Производственнымми и научно-производственными объединениями России разработан широкий ряд ГТУ энергетических и ГТУ в составе газоперекачивающих агрегатов единичной мощностью от 1 до 180 МВт. При наличии заказа большинство из них в короткие сроки могут быть изготовлены для работы на газотурбинных электростанциях в автономном режиме, на газотурбинных ТЭЦ и на парогазовых ТЭС.
В состав основного оборудования ГПУ ТЭС (силовой блок) входят:
газовая турбина (ГТД) (например, Ы85002Е — по лицензии ОЕ);
редуктор для передачи мощности ГТД к турбогенератору;
турбогенератор (ТГ) для ГТД; комплексное воздухоочистительное устройство (КВОУ);
паровой котел-утилизатор двух давлений (КУ); паровая турбина (ПТ); конденсатор ПТ; турбогенератор (ТГ) для ПТ; система воздуховодов, газоходов и паропроводов;
система автоматического управления (АСУ ТП);
электрооборудование. Разумеется, сохраняется много возможностей для дальнейшего развития ГТУ и газопаровых установок (ГПУ) и повышения их показателей. За рубежом спроектированы ПГУ, имеющие КПД 60 %, и ставится задача повышения его в обозримом будущем до 61,5—62 %. Для этого в ГТУ вместо циклового воздуха используется в качестве охладителя водяной пар
и осуществляется более тесная интеграция газотурбинного и парового циклов [2]. При этом в процессе проектирования необходимо учитывать воздействие ряда эксплуатационных факторов, оказывающих влияние на характеристики агрегатов, например изменение геометрии каналов решеток вследствие засоления (загрязнения) проточной части, возможного в ГПУ водяного удара или попадания в горячий блок холодного пара (из линии отбора), приводящих к деформациям сопл, и др.
Комбинированную установку, в которой основная часть топлива вводится в газовый контур (газовую часть), принято называть газопаровой установкой. Рассматриваемые ГПУ имеют раздельные схемы, в которых пароводяное и газообразное рабочие тела движутся по самостоятельным трактам (контурам), взаимодействуя лишь посредством теплообмена в аппаратах поверхностного типа. В схеме характерно наличие двух самостоятельных контуров, по которым раздельно циркулируют пар и газ, с использованием отходящей от газовой турбины теплоты для подогрева питательной воды. В ГПУ отходящие после турбины газы направляются в газовый подогреватель питательной воды (ГВП), где утилизируется теплота от газовой турбины.
В газопаровых установках раздельного типа основная доля топлива приходится на газовый контур. Расход топлива в паровом контуре в этих установках обычно отсутствует, а если он есть, то не превышает 15—20 % расхода топлива газового контура. Сжигание таких расходов топлива целесообразно организовать в камерах дожигания (КД), расположенных между газовой турбиной и парогенератором. Это так называемые ГПУ с КД.
ГПУ характеризуются низким расходом пара; в них й (относительный расход пара) обычно не превышает 0,20—0,22 от расхода воздуха через компрессор. В ряде случаев генерация указанного расхода пара осуществляется в котле-утилизаторе только за счет отходящей от газовой турбины теплоты и называется бинарной (БГПУ).
Незначительные удельные металлозатраты и капитальные вложения, а также надежность создают объективные предпосылки для широкого использования ГТУ в различных техноло-
гических процессах, характеризующихся наличием экзотермических реакций окисления с выделением и передачей рабочему телу больших количеств теплоты.
Подачу воздуха можно осуществить как с помощью специального компрессора с приводом, так и путем отбора части расхода из циклового компрессора ГТУ.
Водяной пар соответствующих параметров, требуемый в технологических процессах, может быть генерирован в котлах-утилизаторах, установленных на выхлопе из газовой турбины или в каком-либо ином месте газовоздушного тракта.
В общем случае для сведения энергетического баланса технологического процесса с включенной в него ГТУ целесообразно осуществить дополнительный подвод теплоты от внешнего источника к рабочему телу путем сжигания топлива перед газовой турбиной или в топке котла-утилизатора.
Газопаровая установка содержит: ГТУ (рис. 4) с воздухозаборным устройством; генератор; котел-утилизатор (КУ) с подключенной к нему ГПУ; выходное устройство; регулирующую и запорную арматуру; соединительные трубопроводы. Газовая турбина разделена на две части — приводную газовую турбину компрессора и силовую турбину, последовательно соединенные газоходом, где установлены КУ с предвклю-ченным экономайзером, которые соединены между собой дополнительным трубопроводом по пару (рис. 3).
Новой является ГПУ, которая содержит газотурбинную установку, состоящую из воздухо-заборного устройства, воздушного компрессора, газовой турбины, камеры сгорания, размещенной между воздушным компрессором и газовой турбиной, генератор, а также котел-утилизатор с подключенной к нему паротурбинной установкой, выхлопное устройство, регулирующую и запорную арматуру, соединительные трубопроводы, а газовая турбина разделена по крайней мере на две части, между которыми на газоходе установлен котел-утилизатор с подключенной паротурбинной установкой.
Такая ГПУ отвечает всем трем критериям по новизне, изобретательскому уровню и промышленной применимости. На рис. 1 приведена статистика ГПУ в зависимости от КПД и мощности,
КПД, %
50
40
30
4
| | ■ ■ А
А ■ ■ • А
4 I к ■ ♦ Ж А ■ ■
А ♦ ♦ ■ • ■ 1 А г 1 1
■ 1 1
Ф 1 А % | |
А к к
< А А
А А •
50 100 150 200 250 Мощность, МВт
0
Рис. 1. Зависимость КПД ГПУ от их мощности (по данным статистики):
• - Россия; ■ - АББ; а - 8ипеп8; ■ - ОЕ; ♦ - ЯЯ; А - прочие; ф - РЭПХ
Рис. 2. Схема блока моноблочной ГПУ: 1 - ГТУ; 2 - ТГ ГТ; 3 - КУ; 4 - ПТУ; 5 - ТГ ПТУ; 6 - конденсатор; 7, 8, 11, 12, 14 - насосы; 9 - деаэратор; 10 - барабан НД; 13 - барабан ВД
Рис. 3. Диаграмма передачи тепла в КУ с паром двух давлений (генератор газа - ГТД М95002Е)
Таблица 1
Энергетические установки комбинированного цикла
Производитель, ГТ/ПТ Модель ГТ/ ПТ Электрическая мощность, МВт КПД, % Номинальная мощность ГТ/ПТ, МВт Схема ПГУ Эмиссия NO„ ppm
ГП НПКГ «Заря»- «Машпрорект» GT 10000S2 (ДУ71)/ ПТ-б 16 43,0 10/6 1ГТ+1ПТ -
GT 15000 (ДБ90)/ ПТ-б 21,5 43,6 15/6 1ГТ+1ПТ 40
GT 15000 (ДС90)/ ПТ-10 25 41,8 15/10 1ГТ+1ПТ -
GT 25000 (ДГ80)/ ПТ-10 34 47,7 25/9,7 1ГТ+1ПТ
GT 15000 (ДБ90)/ К12 43 43,6 16/12 2ГТ+1ПТ 40
ФГУП ММПП «Салют» ПГУ-2бС 26 44 20/6 1ГТ+1ПТ 25
ПГУ-б0С 60 52,0 52/8 1ПЭТЮ+ШТ 25
ОАО «СМНП им. М.В. Фрунзе» НК-1бСТ/К-б-17,5 21 42 16/5 1ГТ+1ПТ 115
GE Energy PGT10 28,3 44,5 9,5/10 2ГТ+1ПТ -
MS50001РА 40,0 44,0 25,8/15 1ГТ+1ПТ -
MSб0001В 58,3 48,0 37,7/21,6 1ГТ+1ПТ -
MAN Turbo ТНМ1З04-11 32,92 45,5 21,52/11,4 2ГТ+1ПТ -
FT 32,91 49,7 24,74/8,75 1ГТ+1ПТ -
FT8 Twin 50,4 50,4 49,83/18,02 1ГТ+1ПТ -
Prat&Whitney FT8 Powerpac 32,91 49,7 24,74/8,755 1ГТ+1ПТ -
FT8—3 Powerpac 36,57 50,6 27,22/10,01 1ГТ+1ПТ -
FT8 Twinpac 66,75 50,4 49,83/18,02 1ГТ+1ПТ -
Rolls-Royce RB211—6562 38,7 - 26,56 1ГТ+1ПТ -
RB211—6761 41,9 - 29,9 1ГТ+1ПТ -
Trent 66,0 - 50,17 1ГТ+1ПТ -
Siemens SGT-400 18,0 47,6 - 1ГТ+1ПТ 25
SGT-600 36,1 50,5 24,0/12,1 1ГТ+1ПТ 25
SGT-700 41,3 51,1 28,4/12,9 1ГТ+1ПТ 15
Solar Turbines Mars100/IPS30 28,7 44,0 10,7/7,31 2ГТ+1ПТ -
Mars100/IPS40 43,1 44,1 10,7/11,01 ЗГТ+1ПТ -
Mars100/IPS50 57,4 44,2 10,7/14,62 4ГТ+1ПТ -
Рис. 4. Газовая турбина М85002Е по лицензии GE: 1 - компрессор; 2 - камера сгорания; 3 - турбина ВД; 4 - свободная турбина
а в табл. 1 представлен модельный ряд ГПУ с основными параметрами .
В 2008 году ЗАО «РЭПХ» приобрело у GE Oil & Gas лицензию на производство и продажу в России ГТУ MS 5002E мощностью 32 МВт под наименованием «Ладога 32». Условиями лицензионного соглашения предусматривается поэтапная полная передача технологии изготовления газотурбинного двигателя. На сегодняшний день ЗАО «РЭПХ» производит основные узлы ГТУ, центробежный нагнетатель типа 400—21— 1С, вспомогательное оборудование в составе ГТУ и предлагает российскому рынку технологически совершенное изделие для наиболее сложных условий эксплуатации в промышленности.
На заводах холдинга развернуто серийное производство ГТУ этого типа и в 2010—2011 годах выпущено еще 16 таких агрегатов для ОАО «Газпром».
ГТУ «Ладога 32» спроектирована на двух рамах: раме турбоблока и раме вспомогательных устройств (РВУ). На раме турбоблока установлен двигатель (турбоблок) с кожухом шумотеплои-золяции (КШТ). Все вспомогательное оборудование и разные ГТУ системы (системы пуска, маслоснабжения, топливного газа и продувочного воздуха, вентиляции, газообнаружения, пожаротушения и др.) расположены на РВУ,
служащей также маслобаком и находящейся в своем КШТ.
Перед расчетом схемы одноконтурной ГПУ выбираем некоторые опорные точки, определяемые либо надежностью, либо термодинамическими условиями.
Один из основных параметров — начальная температура ^ пара или — при двухконтурной ГПУ — температура пара на выходе из контура высокого давления, генерируемого котлом утилизатором. Чем она больше, тем выше КПД газопарового цикла и меньше конечная влажность. Поэтому ее следует выбирать максимально возможной, но меньше температуры уходящих газов ГТУ td, при этом с уменьшением разности б?! = = ^ — ?0 = 40—50 °С. Аналогичным образом выбираем температуру пара, генерируемого контуром низкого давления.
Вторая опорная точка — температура питательной воды ?п в на входе в КУ. Исключение коррозии выходных поверхностей КУ требует иметь ?п в на уровне 60 °С. Ее повышение приводит к увеличению температуры уходящих газов КУ и снижению КПД КУ, а следовательно, всей ГПУ. Тепловая схема блока представлена на рис. 2.
Третья опорная точка — давление в деаэраторе и способ его питания. Чаще всего для этой цели используется пар, генерируемый КУ.
Таблица 2
Уровень экономичности блока ГПУ на базе ГТУ М8 5002Е. Основные факторы, определяющие экономичность ПТУ с котлом-утилизатором
Наименование, размерность Диапазон (статистика) Проект
Начальная температура газа, °С 1050-1400 1200
Температура газов за ГТУ, °С 450-625 510
Температура газов за котлом, °С 80-130 110
КПД ГТУ, % 30-41 35
КПД котла-утилизатора, % 75-90 82
Общая мощность блока ПГУ, МВт 10-800 42
КПД ПГУ, % 40-58,5 46
Таким образом, после проведения расчетов и выбора тепловой схема определены параметры газопаровой установки на базе газотурбинного двигателя MS5002E. Определен состав и параметры элементов основного тепломеханического оборудования ГПУ ISO номинальном режиме (?н = + 15 °С):
Расход газа на выходе из ГТУ
MS5002E, кг/с.................................................102
Температура газа в КС ГТУ, °С,.........................1205
Степень сжатия......................................................17
Температура газа на выходе ГТУ, °С...................510
Расход топлива (природный газ), кг/с.............1,776
Мощность электрическая ГТУ, МВт................30,29
КПД ГТУ, %........................................................34,1
Температура газа на выходе из КУ, °C..............146,6
КПД КУ, %..........................................................73,4
Расход пара на выходе КУ (ВД/НД), кг/с ... 10,6/3,3
Температура пара на входе КУ
(ВД/НД), °С.............................................480/160
Мощность паровой турбины, МВт....................11,4
Мощность установки, МВт..............................41,69
КПД ПГУ, %.......................................................46,9
Они могут использоваться для дальнейшей расчетной и конструктивной проработки ПГУ.
Для принятых параметров и состава ГПУ суммарная электрическая мощность установки на номинальном режиме ожидается на уровне 41 МВт при КПД 46 %.
Экономичность блока ГПУ на базе ГТУ М85002Е отражает табл. 2. Составлена математическая модель данной парогазовой установки в программном комплексе БУЮ^Т, подтверждена ее работоспособность. Это позволяет применять ГПУ при новом строительстве и для реконструкции уже существующих ТЭС и ТЭЦ.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Леонтьев, Р.А. Новая разработка ЗАО «РЭПХ» — модернизированная установка ГТ-32РП «Ладога» [Текст ] / Р.А. Леонтьев, И.Ю. Прыгаев, В.В. Спирин, А .В. Яковлев.— Турбины и дизели.— 2010. № 6.
2. Толмачев, В.В. Расчет и оптимизация параметров тепловых схем ПГУ конденсационного типа с котлом-утилизатором на базе ГТУ FRAME 5.2E [Текст ] / В.В. Толмачев.—
3. Дорофеев, В.М. Маслов В.Г. [и др.] Термогазодинамический расчет газотурбинных силовых уста-
новок [Текст] / В.М. Дорофеев, В. Г. Маслов [и др.].— М.: Машиностроение, 1973.— 144 с.
4. Rocker, K. Plannung, Errichtung und Inbetriebnahme des Gasturbinen— Kraftwerkes Rifaa II [Текст ] / K. Rocker // Brown Boweri Techn.— 1986.— B. 73.— Ко. 3.- S. 79-241.
5. Трухний, А.Д. Расчет тепловых схем парогазовых установок утилизационного типа [Текст]: Методическое пособие по курсу «Энергетические установки» / А.Д. Трухний, С.В. Петрунин.— М.: Изд-во МЭИ, 2001.— 24 с.
