CC BY
17УДК 621.444
Хондошко Юлия Владимировна
Амурский государственный университет г. Благовещенск, Россия E-mail: amr-ka 847@mail.ru Khondoshko Yulia Vladimirovna Amur State University Blagoveschensk, Russia E-mail: amur-ka 847@mail.ru
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ГАЗОВЫХ ТУРБИН ДЛЯ КОМБИНИРОВАННОГО ПРОИЗВОДСТВА ЭНЕРГИИ В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ РОССИИ
USE OF GAS TURBINES FOR COMBINED ENERGY PRODUCTION IN THE POWER SYSTEMS OF RUSSIA
Аннотация. Актуальность проблемы заключается в том, что паротурбинные теплоэлектростанции исчерпали возможности повышения эффективности использования топлива и капитальных вложений. В статье указаны основные причины и потенциальная эффективность использования газовых турбин. Исследованы принципиальные схемы и конструкции газотурбинных установок, технические и технико-экономические характеристики, оценка целесообразности их использования.
Abstract. The urgency of the problem lies in the fact that steam turbine thermal power plants have exhausted the possibilities of increasing the efficiency of fuel use and capital investments. The article indicates the main reasons and potential efficiency of using gas turbines. Schematic diagrams and designs of gas turbine plants, technical and technical-economic characteristics, assessment of the feasibility of their use have been studied.
Ключевые слова: газовая турбина, теплоэнергетика, газотурбинные установки, теплоснабжение, когенерация.
Key words: gas turbine, thermal power engineering, gas turbine installations, heat supply, cogen-
eration.
DOI: 10.22250/20730268_2022_99_62
Основными производителями электроэнергии в России являются мощные гидроэлектростанции (ГЭС), атомные электростанции (АЭС) и тепловые электростанции (ТЭС). Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 01.01.2022 составила 246 590,9 МВт.
За 2021 год установленная мощность электростанций ЕЭС России увеличилась на 1277,65 МВт.
Структура установленной мощности электростанций объединенных энергосистем и ЕЭС России на 01.01.2022 приведена в таблице.
Установленная мощность электростанций объединенных энергосистем и ЕЭС России.
Энергосистема Всего, МВт ТЭС ГЭС АЭС ВЭС СЭС
МВт % МВт % МВт % МВт % МВт %
ЕЭС России 246590,9 163097,07 66,14 49954,82 20,26 29542,9 11,98 2035,4 0,83 1960,62 0,79
ОЭС Центра 50199,15 34610,8 68,95 1810,07 3,6 13778,28 27,45 - - - -
ОЭС Средней Волги 27477,9 16155,0 58,79 7020,5 25,55 4072,0 14,82 85,4 0,31 145,0 0,53
ОЭС Урала 53472,27 49617,93 92,79 1913,69 3,58 1485,0 2,78 1,65 0,00 454,0 0,85
ОЭС Северо-Запада 24758,14 15656,41 63,24 2960,84 11,96 6135,79 24,78 5,1 0,02 - -
ОЭС Юга 27166,01 13833,68 50,92 6305,74 23,21 4071,92 14,99 1943,25 7,16 1011,42 3,72
ОЭС Сибири 52251,34 26574,66 50,86 25326,48 48,47 - - - - 350,2 0,67
ОЭС Востока 11266,09 6648,59 59,01 4617,5 40,99 - - - - - -
Структура установленной мощности тепловых электростанций ЕЭС России на конец 2021 г. по типам генерирующего оборудования представлена на рис. 1.
_1ТУ -
Иричн-ч: -
ПГУ - 16,07%
\ \
. .ПСУ - 78,06%
Рис. 1. Типы генерирующего оборудования ТЭС ЕЭС России.
Выработка электроэнергии тепловыми электростанциями, по данным на 01.01.2021 г., составляет 59,27% от общего объема генерирующих мощностей. Согласно рис. 1, на выработку электроэнергии с помощью газотурбинных и парогазовых установок приходится всего 20,95%. В ОЭС Центра, ОЭС Средней Волги, ОЭС Северо-Запада доля выработки ТЭС составляет более 50%, а ОЭС Юга зависит от выработки ТЭС на 95% [1].
Помимо выработки электроэнергии, остается открытым вопрос теплоснабжения населения, которое, как правило, осуществляется от ТЭЦ и котельных различной мощности. Большое количество оборудования здесь устарело, и даже техническое перевооружение существующих котельных не поможет решить вопрос теплофикации в полной мере.
С ростом цен на энергоресурсы растут и тарифы на электроэнергию, производимую на электростанциях. Во многие регионы поступает природный газ, значительная доля которого используется неэффективно - на подогрев воды для горячего водоснабжения и отопления.
С развитием газотурбостроения значительно улучшены технико-экономические характеристики ГТУ. Турбогруппа ГТУ (компрессор, камера сгорания, газовая турбина) выполняется, как правило, единым блоком на одной раме, испытывается на заводе и при монтаже не требует разборки. Турбогруппа доставляется на стандартной железнодорожной платформе и после монтажа ее необходимо подключить только к топливоподаче и электрооборудованию. Строительные работы и монтаж ГТУ длятся от двух месяцев до полугода.
КПД ГТУ в последние годы повышается за счет начальной температуры в камере сгорания до 1100°С. Если в 60-е гг. КПД ГТУ составлял 20%, то в настоящее время достигнут и превышен уровень 40-45%. Кроме того, значительно увеличился ресурс ГТУ. К недостаткам ГТУ относят большие потери теплоты с уходящими газами, температура которых достигает 500°С. Однако использование этой теплоты возможно, например, в котлах-утилизаторах, в топках действующих котлов.
Анализ новых технических решений, связанных с использованием природного газа, свидетельствует, что в Западной Европе, США и Японии широко используются ГТУ и ПГУ с газовыми турбинами единичной мощностью до 200 МВт и с начальной температурой до 1250°С [2].
В настоящее время в условиях импортозамещения и локализации производства в России импортных газовых турбин наметились определенные изменения. Например, ООО «Сименс Технологии газовых турбин», созданное в 2011 г. в Санкт-Петербурге, занимается разработкой, сборкой, продажей и обслуживанием газовых турбин мощностью свыше 60 МВт для рынков России и СНГ, а также локализацией производства. Продуктовая линейка СТГТ включает газовые турбины SGT5-2000E мощностью 187 МВт и SGT5-4000F мощностью 329 МВт.
Одним из наиболее важных факторов, которые должны быть изучены при разработке ГТУ, является график нагрузки системы. В тех случаях, когда установка рассчитана на использование в течение коротких отрезков времени при высокой нагрузке с частыми пусками и остановками, важно учитывать не только требуемую мощность, но и число планируемых пусков и остановок, а также скорость нагружения установки. Если имеется возможность повышать нагрузку со сравнительно малой скоростью и при этом выполнять все необходимые требования, то износ оборудования будет минимальным.
Внедрение газотурбинных установок в энергетику идет в двух направлениях: в качестве самостоятельных энергетических установок и в составе парогазовых.
В связи с этим для дальнейшего анализа рассматриваются две наиболее характерные разновидности парогазовых установок.
1. Парогазовая установка с высоконапорным парогенератором. В данной установке теплота к паротурбинному циклу подводится как от уходящих газов газовой турбины, так и путем расхолаживания продуктов сгорания перед газовой турбиной. Коэффициент избытка воздуха в камере сгорания близок к стехиометрическому.
2. Парогазовая установка с котлом-утилизатором. Теплота к паротурбинному циклу подводится только от уходящих газов газовой турбины. Для регулирования параметров пара в котле -утилизаторе и повышения тепловой экономичности паротурбинной части цикла возможно дожигание дополнительного топлива в содержащих остаточный кислород уходящих газах. Температура рабочего тела перед газовой турбиной поддерживается регулированием избытка воздуха.
Современные газотурбинные установки мощностью от 12 до 150 МВт с температурами газов перед турбиной от 900 до 1200°С имеют КПД на уровне 28-33%, что обеспечивает удельные расходы топлива на выработку электроэнергии 440-370 г у.т./кВт.ч.
ГТУ по экономичности заметно уступают паросиловым энергоблокам, однако благодаря более низким капиталовложениям, простоте сооружений, малой потребности в охлаждающей воде, высоким маневренным характеристикам они находят применение в качестве пиковых мощностей в энергосистемах и базовых энергетических установках в отдаленных районах и изолированных энергосистемах.
После освоения в энергетическом газотурбостроении газовых турбин с высокими начальными температурами газов на уровне 1100-1300°С температура газов на выхлопе газовых турбин достигла значений 520-550°С и утилизация теплоты стала возможной путем выработки пара достаточных параметров для его использования в мощных паросиловых установках. При применении газовых тур-
бин с более низкими начальными температурами газов, когда на выхлопе их температура составляет 350-450°С, теплота газов может использоваться в котлах паросиловой установки для подогрева питательной воды и конденсата, для производства пара для технологических нужд, для подогрева сетевой воды.
Наиболее экономичной ПГУ является установка, работающая по утилизационной схеме, в которой утилизируемая теплота уходящих газов используется для производства пара, направляемого в паровую турбину. В утилизационных ПГУ мощность газовых турбин достигает 60-65 % мощности энергоблока, а КПД-нетто - 50-51%. При сооружении новых мощностей на электростанции, сжигающих только газовое топливо, приоритет ПГУ утилизационного типа неоспорим. В этом типе ПГУ максимальная единичная мощность блока определяется мощностью газовых турбин. Газотурбинная надстройка по мощности может составлять 1/3 мощности паровой турбины, а с учетом ее повышения, при отключении отборов пара на ПВД мощность блока после надстройки повышается на 50%. КПД ПГУ с вытеснением регенерации на базе блока СКД мощностью 300 МВт достигает 45% [3].
В процессе освоения газовых турбин, когда температура газов перед газовыми турбинами была на уровне 700-800°С, были разработаны ПГУ с высоконапорным парогенератором (Невинномыс-ская ГРЭС, ПГУ-170). По схеме ПГУ с высоконапорным парогенератором (ВПГ) топливо сжигается в топке под давлением, а теплота сожженного топлива одновременно используется для производства пара и подачи в газовую турбину горячих газов. Схема достаточно сложна, имеет дополнительные камеры сгорания, а сравнительно малая мощность газовой турбины (около 15%) делает цикл малоэкономичным. Основное преимущество ПГУ с ВПГ - малые металлоемкости и габариты котла [5].
Следует отметить, что для оперативного резерва и пикового режима должны выбираться наиболее дешевые и мобильные типы газовых турбин. Для полупиковых и базовых режимов (как для автономно работающих ГТУ, так и для ГТУ, работающих в составе ПГУ) необходимы наиболее экономичные газотурбинные двигатели.
Газотурбинные установки малой и средней мощности (2,5-30 МВт) найдут применение при реконструкции и модернизации систем энергоснабжения промышленных предприятий, систем теплоснабжения жилищно-коммунального хозяйства.
Газотурбинные установки большой мощности (до 100 МВт и более) целесообразно использовать в системах централизованного тепло- и электроснабжения крупных городов и горнометаллургического комплекса.
При реконструкции существующих котельных дополнительную экономию можно получить путем внедрения комбинированной схемы производства энергии за счет уменьшения затрат на строительство подъездных путей, здания для ГТУ-ТЭЦ, систем топливоподачи и дымоудаления, водопод-готовительной установки и пр.
Применение современных газотурбинных технологий и высокий уровень их самоокупаемости положительно влияют как на инвестиционный процесс, так и на наращивание степени надежности и экономичности основных производств.
Подъем экономики немыслим без снижения стоимости энергетической продукции и, как следствие, снижения затрат на производство. Реальный путь решения этой проблемы - сокращение использования природных ресурсов в промышленности и в жилищно-коммунальном секторе за счет внедрения энергосберегающих мероприятий, производства электрической и тепловой энергии по комбинированному циклу на газотурбинных ТЭЦ,
Учитывая положительный мировой опыт, уровень развития газотурбинных технологий и наличие природных ресурсов, целесообразно и необходимо использовать ГТУ и ПГУ в топливно-энергетическом комплексе, промышленности, сельском хозяйстве и коммунальной энергетике при
техническом перевооружении этих отраслей, проектировании и строительстве новых источников энергии.
Повсеместное внедрение газотурбинных установок позволит сократить потребность экономики регионов в энергетическом топливе и обеспечить прирост энергетических мощностей без строительства новых неэкономичных и сложных станций.
С целью выбора оптимальных вариантов технологических схем и оборудования ГТУ и ПГУ, с учетом специфики и климатических условий, целесообразно проведение комплекса прикладных научно-исследовательских работ. При этом необходимо максимально использовать опыт и технологии передовых зарубежных стран и Российской Федерации.
1. Отчет о функционировании ЕЭС в 2021 году. URL: https://www.so-ups.ru /fileadmin/files /company/reports/disclosure/2021/ups_reppdf
2. Скиба, М.В. Тенденции развития рынка газотурбинных установок // Вестник Самарского государственного университета. Серия «Экономика и управление». - 2015. - № 9/2 (131). - С. 156-164.
3. Буланин, В.А., Буланин, А.З., Лапин, Е.А. Газотурбинные технологии - в энергетику Белгородской области // Газотурбинные технологии. - 2001. - № 1 (10). - С. 14-16.
4.Ольховский, Г.Г., Гончаров, В.В. Конструкции некоторых современных ГТУ и ПГУ и прогноз мирового выпуска газотурбинного оборудования в 2012-2021 гг. (обзор). Москва, 2014 // Ассоциация газотурбинных технологий для энергетики и промышленности. - М., 2014.
5. Буланин, В.А., Использование газовых турбин для комбинированного производства энергии. // Вестник Дагестанского государственного технического университета. - «Технические науки». - 2020. - №47 (1).
