CC BY
157
В.В.Федчишин, Г.В.Манукян, Е.Д.Бойцова
Анализ парогазовых технологий на тепловых электростанциях
На тепловых электростанциях, где, в основном, сжигаются низкосортные топлива, а оборудование является морально и физически устаревшим, наряду с модернизацией и заменой основного оборудования остро стоит проблема выбросов загрязняющих веществ, Среди промышленных предприятий более четверти всех вредных выбросов в атмосферу принадлежит ТЭС: золы ~~ около 35%; оксидов серы (S02) — около 44% и оксидов азота (NOXl) — около 60%[2]. Одним из таких предприятий является ТЭЦ-1 ОАО «Иркутскэнерго», предназначенная для покрытия нагрузок Ангарской нефтехимической компании (далее - АНХК), а также для теплофикации Ангарска. К 2011 г. 60% основного оборудования, установленного на ТЭЦ-1, исчерпает индивидуальный ресурс. Кроме того, выбрось; загрязняющих веществ в атмосферу от ТЭЦ-1 на фоне выбросов АНХК создают крайне неблагоприятную экологическую обстановку в городе. Из вышесказанного следует, что уже сегодня необходимо начать поэтапную замену устаревшего оборудования новым, соответствующим современным прогрессивным технологиям, Одними из самых эффективных технологий на сегодняшний день являются парогазовые установки с внутрицикловой газификацией (ПГУ с ВЦГ) как твердого топлива, так и продуктов нефтепереработки (нефтяной кокс),
Обзор развития ПГУ
8 ближайшие годы технический прогресс в современной энергетике будет неразрывно связан с парогазовыми технологиями. Ежегодно появляются новые более экономичные модели газотурбинных установок (ГТУ). По некоторым оценкам [2], мировой ежегодный ввод парогазовых установок в период 1997-2006 гг, достигнет 25 ГВт (35%), что почти вдвое больше, чем в предыдущем десятилетии.
Обзор данных о состоянии ПГУ, проведенный только по электронной базе реферативной информации ВИНИТИ, позволил составить достаточно обширный перечень из 140 парогазовых установок, введенных или строящихся во всем мире в течение последних 5 лет (1995—2000 гг.). Анализ этого перечня свидетельствует о большом разнообразии характеристик таких установок, которые условно могут быть объединены по следующим показателям: по мощности базовой ГТУ — от нескольких МВт до 260,,.270 МВт (GT26, 701G); по составу оборудования — от моноблоков (1ГТУ + ПТУ) до полиблоков (4ГТУ + ПТУ); по схеме утилизационного контура ПГУ — от схемы с одним значением давления до трех значений с пром-перегревом;
по удельным капиталовложениям — от 420 до 740 дол/кВт на газовом и жидком топливе до 1 900 дол/кВт для энергоблоков с газификацией угля.
Результаты анализа основных тенденций развития ПГУ в мире показали:
1. Появление на энергетическом рынке газовых турбин с начальной температурой газов выше 1100°С привело к исключительному их использованию при проектировании новых и модернизации действующих электростанций по схеме ПГУ с котлом-утилизатором (KY), обеспечивающей получение КПД на уровне 52% и выше. Разработка ГТУ класса 1300°С позволит поднять КПД ПГУ до 58%, а разработка ГТУ с начальной температурой газов 1500°С и паровым охлаждением лопаток поднимет КПД ПГУ до 60%. За рубежом такие установки уже созданы, их предлагают многие ведущие производители энергетических ГТУ: GE, Power Systems, Mitsubishi Heavy industries, Siemens Westinghouse и Ai-stom Energy.
2. При совершенствовании тепловой схемы утилизационного контура ПГУ в направлении увеличения числа уровней давления и ступеней перегрева пара достигнут экономически целесообразный предел. В настоящее время трехконтурная схема с промперегревом представляет собой предельный уровень сложности.
3. Сформировались устойчивые подходы к выбору схемы и типа ПГУ (моно или полиблок), учитывающие требования заказчика, условия эксплуатации и стоимость топлива:
для работы в базовой части графика электрических нагрузок и при использовании дорогого топлива применяются ПГУ с КУ на три уровня давления пара с промперегревом; при этом ПГУ выполняется в виде дубль-блока мощностью 350.,.800 МВт или моноблока в одновальном исполнении мощностью 300...450 МВт;
для работы в переменной части графика с частыми пусками и остановами и при использовании дешевых топлив ПГУ с КУ проектируют по более простой схеме утилизационного контура — два значения давления пара без промперегрева, Уровень мощности энергоблоков колеблется от 350 МВт и выше при полиблочной комплектации (до 4 ГТУ и более в одной установке),
Энергетика
щяo'v
4. Цикл одного давления из-за повышенной температуры уходящих газов (150... 170°С) пока еще находит применение в ПГУ мощностью 100... 150 МВт на промышленных ТЭЦ и, как правило, при комбинированной выработке тепла (пара) и электроэнергии.
5. Высокие показатели готовности оборудования ПГУ в сочетании с временными характеристиками пуска способствуют все более широкому использованию одновальных ПГУ (ГТУ, паровая турбина и генератор на одном валу) мощностью до 600 МВт. Все упомянутые зарубежные компании производят именно такие ПГУ. Недавно разработаны технические предложения по созданию первого Российского одновального парогазового энергоблока ПГУ-170.
6. Наряду с традиционным направлением технического развития ПГУ наблюдается относительно новая тенденция _ разработка конструкции ГТУ, ориентированной на работу преимущественно или только в составе парогазовой установки, что выражается в сближении или интеграции тепловой схемы ГТУ в схему последней. Здесь можно указать три направления:
введение в схему ГТУ второй (промежуточной) камеры сгорания, что позволяет повысить мощность и КПД ГТУ и ПГУ на ее базе, реализуемое ABB в ГТУ GT24, GT26 (КПД до 58%);
использование всех возможных резервов повышения экономичности (подогрев топлива и утилизация тепла для кондиционирования охлаждающего воздуха);
внедрение парового охлаждения лопаточных аппаратов первой и второй ступеней газовой турбины (так называемая, технология «Н») с включением охлаждающего контура в схему утилизационного парового контура (КПД до 60%).
Очевидно, что реализация современных и перспективных парогазовых установок требует использования ГТУ, отвечающих высоким требованиям экономичности, надежности и экологическим характеристикам. В настоящее время в России не получили широкого применения энергетические газовые турбины мощностью 60 МВт и выше. Вместе с тем отечественные заводы (ОАО ЛМЗ, НПО «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. 1.
Таблица 1
Отечественные парогазовые установки
Разработчик, производитель Модель Модель гт/пт Производитель ГТ/ПТ Электрическая мощность, МВт .кпд % Номинальная мощность ГТ/ ПТ, МВт Схема ПГУ
ОАО ЛМЗ ПГУ-270 ГТЭ-180/ К-100 ОАО ЛМЗ. 270 54,5 178/100 1ГТ + 1ПТ
« ПГУ-540 ГТЭ-180/ К-200 « 540 54,7 178/200 2ГТ + 1ПТ
« ПГУ-450 ГТЭ-160/ К-150 « 450 51,7 150/190 2ГТ + 1ПТ
« ПГУ-450Т ГТЭ-160/ Т-150 « 450 50,2 150/150 2ГТ + 1ПТ
« ПГУ-230 ГТЭ-150/ К-70 « 230 51,2 150/70 1ГТ+ 1ПТ
НПО "Сатурн" ОАО "Рыбинские моторы" ПГУ-170 ГТД-110/ ПТУ-60 НПОСатурн/ ЛМЗ 170 52,8 110/60 1ГТ+ 1ПТ
« ПГУ-325 ГТД-100/ К-110-6,5 « 325 51,5 107,5/110 2ГТ+ 1ПТ
ОАО Турбомоторный завод ПГУ-150 ГТУ-45У/ Т-40-7,5 ОАО Турбомоторный завод 125 50,5 42/40 2ГТ+ 1ПТ
Анализ таблицы позволяет констатировать следующее:
ГТЭ-150 ОАО ЛМЗ существенно отстает от современного уровня по параметрам и не имеет перспектив использования;
ГТЭ-160 производится на базе лицензии Siemens (V-94.2), несколько отстает от современного уровня, однако, вследствие отработанности конструкции имеет перспективу для серийного производства; агрегат представляет большой интерес для использования в схемах ПГУ на твердом топливе, так как имеет выносную камеру сгорания;
ГТЭ-180 ОАО ЛМЗ представляет собой совместный проект с ОАО «Авиадвигатель» (г. Пермь);
8S Энергетика
ВОЙ, • -Ле ■ - ■
■ ГТЭ-110 НПО «Сатурн» изготавливается по документации НПО «Машпроект» (г. Николаев), где ранее его головной образец уже был изготовлен и успешно испытан на заводском стенде. В настоящее время на Ивановской ГРЭС пущен в эксплуатацию специальный испытательный стенд ГТЭ-110, на котором проходит полномасштабные испытания второй агрегат,
В 1999 г. на ОАО ЛМЗ была частично изготовлена установка ГТЭ-60, однако работы по ней в настоящее время не проводятся. В отечественном газотурбостроении этот уровень мощности не представлен ни одним реальным типоразмером ГТУ, тогда как необходимость в нем, исходя из возможных потребностей, велика, и в случае отсутствия отечественного агрегата приоритет будет принадлежать импортным аналогам.
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», Следует сказать о наиболее мощном из серийных агрегатов средней мощности — НК-37 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.
В целом можно констатировать, что создание ПГУ, соответствующих лучшим мировым образцам, является реально выполнимой задачей для отечественной промышленности, Доказательством тому служит успешная реализация всех парогазовых объектов [3], Для обеспечения современного технического уровня энергетики в области парогазовых технологий представляется необходимым осуществление государственной финансовой поддержки исследований, разработок, пуска и испытаний голозных образцов отечественных ПГУ, например, через инвестиционные программы основных заказчиков оборудования РАО ЕЭС России и РАО Газпром.
Газификация твердого топлива
Применительно к использованию твердого топлива в разных странах активно разрабатываются и реализуются новые для энергетики экологически чистые и эффективные технологии, в том числе и парогазовые, а именно процессы газификации и прямого сжигания твердого топлива под давлением в кипящем или циркулирующем слое. Серьезного внимания заслуживает газификация угля и как средство отхода энергетики от «газовой зависимости» в условиях ограниченности геологических запасов природного газа по сравнению с запасами твердого топлива,
Газификация твердого топлива как направление топливоиспользования решает задачи перевода твердых горючих ископаемых в удобное для сжигания «экологически чистое» топливо — горючие газы, а также в необходимое химическое сырье — водород и смеси водорода с оксидом углерода. В разные периоды в ряде стран развитие этого направления было неодинаковым и определялось как потребностью в газе, так и имеющейся топливной базой и прежде всего наличием природного газа,
Отличительной особенностью технологии газификации является возможность предотвращения образования в продуктах сгорания топлив вредных выбросов (оксидов серы и азота) — активное влияние по сравнению с пассивными и затратными средствами защиты (очистка продуктов полного сгорания при прямом сжигании топлива). Следствием этой особенности стала возможность получения в газогенерирующей установке дополнительных продуктов (основной продукт ~ генераторный или топливный газ), таких, как чистая сера или серная кислота, минеральные удобрения или стройматериалы, катализаторы для очистки сточных вод, концентраты редких металлов и т.д. Вид дополнительно получаемой продукции определяется способом газификации и системами очистки генераторного газа.
Программы по экологически чистому использованию топлива приняты в США, Германии, Англии, Японии, Нидерландах, России и других странах. По проектам, разработанным с помощью этих программ, были смонтированы демонстрационные ПГУ с ВПГ (высоконапорный парогенератор), основанные на различных процессах газификации (Тексако, Шелл, Пренфло, Бритиш Гес-Лурги, высокотемпературный Винклер и др.), с применением, как правило, парокислородного дутья:
ПГУ с ВЦГ мощностью 284 МВт (ТЭС «Buggenum», Нидерланды) с газификацией угольной пыли под давлением 2,5 МПа — введена в эксплуатацию в 1994 г.;
ПГУ с ВЦГ мощностью 262 МВт (ТЭС «WaBash Riven, США) — впервые была пущена в эксплуатацию на угле в августе 1995 г.;
ПГУ с ВЦГ мощностью 250 МВт (ТЭС «Polk», США) с газификатором Texaco на воздушном дутье и ГТУ 7FA — введена в сентябре 1996 г.;
ПГУ с ВЦГ мощностью 107 МВт (ТЭС «Pinon Pine», США) с ГТУ 6FA и газификатором KRW с кипящим слоем — введена в декабре 1996 г.;
ПГУ с ВЦГ мощностью 335 МВт (ТЭС «Puertollano», Испания) с газификатором «Пренфло» и ГТУ V94.3 — с
1997 г. работает на смеси угля и нефтяного кокса в соотношении 50 / 50. _
_ _____ _ __
Перечень демонстрационных блоков ПГУ с ВЦГ и их основные характеристики приведены в табл. 2.
Таблица 2
Краткий перечень ПГУ на твердом топливе
npOGKT Страна Дога ввода Мощность, МВт Газогенератор / ВПГ П "У
Фирма Дутье Фирма Тип
SCE Cool Water USA 1984 120 Техасо Кислород GE 107E
Plaqueminc Тоже 1987 160 DOW/Destec Воздух Тоже Тоже
Buggenum Netherlands 1993 250 Shell Кислород KWU V94.2
HSI/Destec, USA 1995 262 Destec Воздух GE 7 FA
Wabash River
Schwarze Pumpe Germany 1995 60 Shell Кислород То же 6В
Tampa Electric USA 199ó 250 Texaco То же -«- 107FA.
Puertollano Spain 1996 335 Prontto То же KWU V94.3
Sierra Pacific USA 1996 100 KRW-Air Воздух GE 106FA
Texaco, To же 1996 40 Texaco Кислород То же 6B
El Dorado
ILVA Italy 1996 500 Blast turnaca Воздух « 3x9F
SUVIEGT Czech Rep 1996 250 « « « «
SUVIEGT Тоже 1997 400 « « « «
Shell Perais Netherlands 1997 120 Shell/Lurgi Кислород « 2xóB
Sarlux Italy 1999 550 Texaco « « 3xl09E
API Energia Тоже 1999 280 « « ABB 1Q8B
¡SAB Energy Italy 2000 512 « « KWU V94.3
Schwarze Pumpe Germany 1999 60 BGL « GE «
Fife Scotland 1998/99 100 « « « 106FA
IBIL/Sanghi India 1999 60 Tampelia-air Воздух « 106B
STAR Delaware USA 1999 240 Texaco Кислород « 2x6FA
Total, Gonfreville France 2000 365 « « « «
Exxon, Baytown USA 2000 40/240 « « « 2x8FA
Exxon Singapore 2000 180 « « « 2x8FA
GSK Japan 2001 550 « « « 2x9FC
AGIP Petroli Italy 2002 250 « «
Repsol, Bilbao Spain 2002 700
T3C Escatron Тоже 1992 80 ABB GÍ35
T3L{ Vartan Sweden 1991 2x80 « «
T3C Tidd USA 1991 80
T3C Wakamatsu Japan 1993 80
T3C Karita Тоже 1999 360 ABB GT140P
T3UKottbus Germany 2000 80 « GT35 ;
К настоящему времени в мире введены в эксплуатацию или строятся более 10 ПГУ с газификацией отходов нефтеперерабатывающих заводов. Все они, за исключением ПГУ, введенной в 1997 г, на нефтеперерабатывающем заводе Pernis компании Shell, используют технологию Техасо с газификацией при температурах 1250...1500 °С и давлениях 2,5....8,5 МПа. Мощность ПГУ Pernis составляет 127 МВт. Она состоит из трех газификаторов (один резервный), двух ГТУ MSÓ541B мощностью по 45 МВт, двух котлов-утилизаторов со сжиганием перед ними дополнительного топлива и двух паровых турбин - противодавленческой и конденсационной мощностью 28 и 15 МВт соответственно. Газотурбинные установки могут работать и на природном газе,
В апреле 2000 г. в США на нефтеперерабатывающем заводе штата Делавэр введена в строй ПГУ Motiva с газификацией нефтяного кокса мощностью брутто 240 МВт. В состав ПГУ входят две ГТУ типа 6FA мощностью по 90 МВт и два котла-утилизатора с естественной циркуляцией, вырабатывающие перегретый пар для двух паровых турбин существующей ТЭС завода. Кроме того, воздухоразделительная установка ПГУ производит газы, которые могут быть использованы на заводе или продаваться потребителю: высокочистый аргон, азот и кислород для медицинских целей. Реконструкция этой ПГУ позволила снизить выбросы S02 с 430 до 185 мг/МДж, a NOx - со 168 до 52 мг/МДж. В сентябре
2000 г, ПГУ начала работать на синтез-газе, в октябре была введена в промышленную эксплуатацию, а к середине декабря проработала около 900 ч и пускалась 22 раза.
Таким образом, следует отметить несомненную актуальность задачи внедрения ПГУ для всей энергетической отрасли, в особенности ПГУ с внутрицикловой газификацией как угля, так и нефтяных остатков. За рубежом ПГУ с ВЦГ, предназначенные для сжигания нефтяного кокса и нефтяных остатков, в основном, устанавливаются на территории самих нефтеперерабатывающих заводов (промышленные ТЭЦ), как и в рассматриваемом нами случае.
ОАО АНХК производит немалое количество нефтяного кокса, часть которого могла бы сжигаться на ТЭЦ-1 в случае установки ПГУ с ВЦГ. Следует также отметить, что котлы, установленные на ТЭЦ-1, могли бы использоваться в качестве котлов-утилизаторов (на смеси нефтяных остатков с углём), так как в процессе эксплуатации имеет место сжигание смеси углей и нефтяных остатков. Не исключается также в случае установки ПГУ возможность сброса газов после газовой турбины в топочные камеры паровых котлов.
Можно констатировать, что все основное и вспомогательное оборудование парогазовой установки необходимых параметров может быть изготовлено отечественными машиностроительными заводами. В выборе процесса газификации, на наш взгляд, предпочтение следует отдать технологиям !'Техасо" и "Scheli", которые наиболее эффективны и входят в состав большинства ПГУ с ВЦГ в мире. Следует отметить также, что установка на ТЭЦ-1 ПГУ на нефтяном коксе АНХК, кроме повышения КПД и уменьшения вредных выбросов, образует между ТЭЦ-1 и АНХК своеобразное экономическое пространство «пар-кокс», что содействует увеличению нагрузки ТЭЦ-1 по пару, сокращая использование других источников.
Библиографический список
1. Парогазовые энергоустановки для модернизации действующих ТЭЦ / Абугов Я.М., Корнеев М.И. - М.: НИИИНФОРМТЯЖМАШ, 1968.
2, Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки за рубежом !! Теплоэнергетика. - 1999, - №1. - С.16-23.
3, Фаворский О.Н, , Длугосельский В,И. и др. Состояние и перспективы развития парогазовых установок в энергетике России II Теплоэнергетика. - 2003, - №2. - С, 16-23.
4. Фаворский О.Н. , Длугосельский В,И. и др. Первый отечественный одновальный парогазовый энергоблок II Теплоэнергетика. - 2001. - №5. - С.9-15,
