ОСОБЕННОСТИ ВЫБОРА ГАЗОВЫХ ТУРБИН ДЛЯ ТЭЦ РОССИИ
Ильин Е.Т. (ЗАО «КЭС»), Неуймин В.М. (ОАО «ОГК-4»)
Ключевые слова: реконструкция, ресурс, регенерация, паровая турбина, газовая турбина.
Аннотация: Статья посвящена вопросам технического перевооружения ТЭЦ путём реконструкции с надстройкой находящегося в эксплуатации оборудования газотурбинными установками с котлами-утилизаторами.
Keywords: Reconstruction, a resource, regeneration, the steam turbine, the gas turbine.
Abstract: The article is dedicated to technical re-equipment of TPP by means of reconstruction of equipment in operation implementing gas-turbine units with heat-recovery boilers.
Электроэнергетика России – один из крупнейших промышленных комплексов в мире. Он практически полностью оснащён оборудованием, изготовленным на отечественных предприятиях, покрывает потребности страны в электрической и тепловой энергии, обеспечивает экспортные поставки. Основу электроэнергетики составляют и в обозримом будущем будут составлять ТЭС. Структура ТЭС Холдинга РАО «ЕЭС России» на начало второго тысячелетия показана в работе [1] (объём генерирующих мощностей ТЭЦ и теплофикационного оборудования ГРЭС превышает объёмы генерирующих мощностей, установленных на КЭС).
Инвестиционной программой ОАО РАО «ЕЭС России» на период 2006 - 2010 гг. предполагалось ввести в эксплуатацию на ТЭС генерирующего оборудования суммарной мощностью 34 млн. кВт.
Каждым ОАО «ОГК» и каждым ОАО «ТГК» разработаны свои инвестиционные программы на указанный период. Так, ОАО «ОГК-4» (установленная мощность компании составляет 8,63 млн. кВт) уже заключены контракты на сооружение в 2010-2012 гг. четырёх ПГУ-400 мощностью по 400 МВт и одной ПСУ-800 на буром угле мощностью 800 МВт.
Уровень проработки инвестиционной программы ОАО РАО «ЕЭС России» на 2006-2010 (2008-2012) гг. не гарантирует сохранение первоначально намеченных вводов энергетических мощностей: строительство металлургических предприятий, в частности, на Урале, на сегодня не подтверждается. Смещение сроков подписания контрактов снижает вероятность выполнения мероприятий инвестиционной программы: проектировщики, строители, поставщики оборудования уже в настоящее время не могут справиться с возросшим объёмом работ. Потенциальные возможности отечественных предприятий энергетического машиностроения на период до 2015 г. экспертно представлены в работе [2].
Использование компактных одновальных ПГУ практически невозможно в условиях ТЭЦ России. ТЭЦ – это вопрос большой социальной значимости: Россия страна далеко не южная, значительная часть населения проживает в условиях холодного климата. Поэтому, выбор энергетического оборудования, и в первую очередь, газовых турбин для технического перевооружения ТЭЦ путём реконструкции (расширения) за счёт строительства ПГУ различного типа и других установок является важной практической задачей [3].
Основные показатели установленного на ТЭЦ Холдинга РАО «ЕЭС России» оборудования представлены в табл. 1.
Таблица 1. Изменение показателей оборудования, установленного на ТЭЦ России.
№
п/п
Тип паровых турбин
Параметры острого пара, Р0 (МПа)/ t 0 ( °C )
Удельная выработка на тепловом потреблении, МВт/Гкал.ч
Удельный расход топлива в конденсационном режиме при работе на газе, г.у.т/кВт ч
1
Т-250/300-23,5
23,5/540
0,730
325
2
Т (ПТ, Р)-(50-180)-12,8
12,8/555
0,628
380 *
3
Т (ПТ, ПР, Р)-(12-90)-8,8
8,8/510(530)
0,540
413 *
4
Т (ПТ, ПР, ПТ)-(3-25)-3,4
3,4/435
0,440
460
5
ПГУ бинарного типа
с теплофикационной турбиной
1,000-1,400
241
*- только для турбин типа «Т».
Анализ представленных в табл. 1 данных свидетельствует о том, что в летний период работы конкуренцию конденсационным энергоблокам могут составить лишь энергоблоки с турбиной Т-250/300-23,5 и ПГУ. В результате этого, агрегаты ТЭЦ используются, в основном, при эксплуатации на тепловом потреблении, что подтверждает анализ уровня загрузки агрегатов ТЭЦ на различные параметры, приведенный в табл. 2.
Таблица 2. Степень использования установленных мощностей на ТЭЦ ОАО «ТГК-5» и
ОАО «ТГК-9».
Давление пара, МПа
Температура пара, °C
К ИУМ по электроэнергии
К ИУМ по те- пловой энергии
Кол-во турбин при анализе
3,4
420-435
0, 471 0
0, 438 0
19
8,8
5 1 0-5 3 0
0, 3 889
0,2204
25
12,8
540-555
0,5543
0,3106
18
В период с 1990 по 2005 гг. из-за недостатка финансирования на многих ТЭЦ ОАО «ТГК-5» и ОАО «ТГК-9» была проведена замена выработавшего свой ресурс оборудования. Техническое перевооружение этих ТЭЦ прошло путём замены выработавшего ресурс оборудования, имеющего параметры острого пара Р 0=3,4 МПа , t 0 =435 оС, Р 0=8,8 МПа, t 0 =510 (530) о C , на аналогичное.
Большинство ТЭЦ морально и физически устарело и требует реконструкции или модернизации оборудования. При этом реконструкция должна сопровождаться увеличением уровня загрузки в течение всего года с повышением выработки электроэнергии на тепловом потреблении, ростом конкурентоспособности модернизируемого оборудования, работающего, в том числе, и в конденсационном режиме. Обеспечить эти условия можно путем: повышения параметров паротурбинного цикла; замены паросиловой установки энергоблока, и/или оборудования с поперечными связями на парогазовую установку; газотурбинной надстройки существующей паротурбинной части, имеющей достаточный остаточный ресурс.
В этом случае для электростанций, работающих на природном (попутном) газе, наиболее эффективным способом реконструкции ТЭЦ является надстройка существующей паротурбинной части газовыми турбинами. Этот вариант реконструкции обеспечивает существенное увеличение выработки электроэнергии на тепловом потреблении при минимальных капиталовложениях. Такая надстройка может производиться несколькими способами [3-5]:
- надстройкой существующего оборудования с котлами утилизаторами (КУ) бинарного типа, или по параллельной схеме (вариант 1);
- надстройка паротурбинной части газовыми турбинами с вытеснением системы регенерации (вариант 2);
- надстройка паротурбинной части со сбросом газов в энергетический котел (вариант 3).
Выбор варианта реконструкции в каждом конкретном случае должен определяться, исходя из реальных условий эксплуатации и обеспечения экономической эффективности проекта.
Реконструкция с вытеснением системы регенерации или со сбросом газов в котел являются менее эффективной (электрический КПД ТЭЦ: 42-44 % и 46-48 % соответственно). Эти варианты существенно уступают, при прочих равных условиях, парогазовым установкам с котлами утилизаторами (ПГУ с КУ), электрический КПД которых может достигать 60% при работе по конденсационному циклу. В силу более низкой эффективности, а также сложности реконструкции, варианты 2 и 3 не нашли широкого применения в ОАО «ТГК-5» и ОАО «ТГК-9».
Наиболее перспективным решением для указанных ТЭЦ является надстройка существующего оборудования ГТУ с котлами-утилизаторами.
ПГУ с КУ отличается простотой и высокой эффективностью производства электрической и тепловой энергии [4]. Такой вариант реконструкции может использоваться, как при выделении существующей паровой турбины в состав ПГУ в виде моноблока или дубль блока - две ГТУ и одна паровая турбина, так и на ТЭС с поперечными связями. В этом случае пар от котла - утилизатора поступает в общестанционную магистраль без привязки к конкретной турбине. Однако, несмотря на высокую экономичность, при реализации такого варианта реконструкции ТЭС возникает проблема с подбором газовых турбин: паровая турбина (турбины) уже существуют, параметры пара оказываются регламентированными. Особенно это важно при работе котла-утилизатора на общестанционную магистраль. В этом случае в качестве критериев подбора оборудования для реализации вышеуказанной схемы, можно назвать следующие:
- котлы-утилизаторы должны производить достаточное количество пара для работы паровой турбины, с нужными параметрами;
- параметры газов за газовой турбиной должны обеспечивать возможность генерации пара с необходимыми параметрами в течении всего года, желательно без использования дожигания топлива в котле утилизаторе;
- использование находящихся в эксплуатации паровых турбин в схеме ПГУ предполагает отключение регенеративных отборов. В этом случае расход острого пара на паровую турбину и её мощность при сохранении уровня тепловой нагрузки и параметров регулируемых отборов уменьшается на ~ 20-25%.
Анализ различных вариантов ПГУ с КУ [3-6] показывает, что доля газотурбинной мощности в составе общей электрической мощности ПГУ, работающих в конденсационном режиме, составляет 65-70 %, и более 70% - для ПГУ, работающих по тепловому графику.
Таким образом, параметры и характеристики уже установленных на ТЭЦ паровых турбин определяют характеристики газотурбинных установок, пригодных для надстройки.
Особое влияние на выбор типа ГТУ оказывает температура уходящих газов за газовой турбиной, причем важна не столько сама температура уходящих газов, принятая по ISO, сколько ее изменение в процессе эксплуатации в зависимости от температуры наружного воздуха. На рис.1 и рис.2 представлены зависимости изменения температуры уходящих газов за газовыми турбинами соответственно фирмы Siemens, ГТУ типа SGT-800, и фирмы Pratt & Whitney - типа SWIFTPAC 50 FT8-3. Анализ представленных характеристик показывает, что у турбины SGT-800 температура уходящих газов во всем диапазоне рабочих температур наружного воздуха позволяет получать пар в котле-утилизаторе с давлением Р =3,91 МПа и температурой пара t = 440 0С. В то же время, у турбины SWIFTPAC 50 FT8-3 температура уходящих газов при снижении температуры наружного воздуха до t НВ = - 40 оС понижается до 358 оС. В этом случае без дожига дополнительного топлива не удается обеспечить необходимые параметры пара за котлом-утилизатором, что приводит к снижению эффективности такой надстройки. Более того, необходимость постоянного дожига дополнительного топлива за ГТУ в этом случае возникает еще при плюсовых температурах наружного воздуха (в этом случае для средней полосы России необходимо будет работать с дожигом топлива в течение пяти и более месяцев в год).
Рис. 1. Соотношение величин номинального расхода и температуры уходящих газов для установки SGT -800 в зависимости от температуры наружного воздуха (1 – изменение номинального расхода газа; 2 – изменение температуры уходящих газов).
Результаты расчета показателей тепловой экономичности работы ТЭЦ, при надстройке паротурбинной части ТЭЦ, состоящей из турбин типа ПР-12-3,4/0,6/0,1, приведенными выше ГТУ представлены в табл.3. Расчет проводился по среднемесячным нагрузкам и температурам
Рис.2. Изменение температуры уходящих газов для SWIFTPAC 50 FT 8-3 в зависимости от температуры наружного воздуха.
Таблица 3. Среднегодовые показатели работы ТЭЦ с ПГУ.
Вариант
2хSiemens SGT -800 + 2хКУ + 2хПР-12-3,4/0,6/0,1
2хFT8-3 SWIFTPAC + 4хКУ + 2хПР-12-3,4/0,6/0,1
Электрическая мощность ПГУ, МВт
110,34
143,32
Тепловая мощность ПГУ, Гкал/ч
96,98
101,33
Удельный расход условного топлива на
производство электроэнергии ПГУ, г/кВт ч
180,20
192,30
Удельный расход условного топлива на
производство тепла ПГУ, кг/Гкал
145,70
145,70
Выработка электроэнергии ПГУ, млн. кВт ч
966,23
1255,39
Выработка тепла ПГУ, тыс. Гкал
849,39
887,40
Расход топлива, тыс. тут
297,89
370,67
Коэффициент использования теплотворной
способности топлива, %
80,56
75,78
Анализ приведенных в табл. 3 данных показывает, что вследствие применения дожига топлива на установке SWIFTPAC 50 FT8-3, годовые показатели ТЭЦ, оснащённой этим оборудованием, значительно уступают по тепловой экономичности установке SGT-800, в то время как сама газовая турбина FT8-3 имеет более высокий КПД.
Анализ стандартных параметров и мощностей паровых турбин, установленных на существующих ТЭЦ показывает, что для газотурбинной надстройки нужны параметры уходящих газов за газовой турбиной в соответствии с требованиями, представленными в табл. 4.
Таблица 4. Требования к параметрам уходящих газов за газовой турбиной в зависимости от параметров паровой турбины.
№
п/п
Параметры пара перед паровой
турбиной, Р 0/ t 0 (МПа/°C )
Минимально допустимые параметры
уходящих газов за ГТУ, t 2 °C ,
при минимальной температуре наружного
воздуха
1
12,8/555
575
2
8,8/510
530
3
3,4/435
455
Суровый климат России ограничивает ряд ГТУ с КУ, которые можно использовать для надстроек. Расширение парка ГТУ для надстройки может быть достигнуто за счет перевода работы паротурбинного оборудования на скользящие параметры.
В этом случае необходимо выделение соответствующего оборудования в отдельные блоки и согласование режимов работы паротурбинной части с заводами – изготовителями оборудования. Кроме того, необходим пересчет характеристик паротурбинной установки и КУ при переводе их на скользящее давление или на работу при пониженных параметрах острого пара. При этом следует учитывать, что перевод на пониженные параметры (особенно это касается оборудования на начальное давление Р0=12,8 МПа и t0=555 оС) приводит к существенному снижению паротурбинной мощности (такое снижение может достигать в режиме противодавления до 30-35% от первоначальной мощности паровой турбины). Для оборудования на давление Р0= 8,8 МПа и, особенно, Р0=3,4 МПа, когда система регенерации недостаточно развита и доля паротурбинной мощности сокращается по отношению к газотурбинной, потери от ограничения пропускной способности ЧСД и ЧНД не столь существенны и снижение паротурбинной мощности составляет лишь 5 - 20% (в данном случае, как правило, не требуется перехода на пониженные параметры острого пара по сравнению с существующими). Однако, несмотря на это, необходимо при расчете указанных вариантов учитывать снижение мощности паротурбинной части станции, которое приводит к снижению экономической эффективности варианта надстройки действующего оборудования ТЭС (ТЭЦ).
Вместе с тем, перевод на пониженные параметры пара позволяет продлить срок службы паротурбинного оборудования; уменьшить капиталовложения в реконструкцию ТЭЦ и модернизацию оборудования и получить достаточно высокие экономические показатели. Все это вместе взятое требует тщательного анализа для обоснования выбора варианта реконструкции ТЭЦ.
В качестве примера приводится вариант выбора надстройки газовыми турбинами первой очереди ТЭЦ, оснащённой двумя паровыми турбинами типа ВПТ-25-90/10-3М. Использование паровых турбин ВПТ-25-90/10-3М в схеме ПГУ предполагает отключение регенеративных отборов (весь цикл подогрева питательной воды осуществляется в котле-утилизаторе). В этих условиях максимальный расход пара на турбины может достигать 110-125 т/ч. Этот расход и начальные параметры пара были приняты в качестве целевых условий при подборе мощности газовых турбин:
- котлы-утилизаторы должны производить достаточное количество пара для обеспечения работы двух турбоагрегатов ВПТ-25-90/10-3М на всех возможных режимах;
- параметры газов за газовой турбиной должны обеспечивать возможность генерации пара с параметрами острого пара не ниже 9 МПа, 515 ОС без использования дожигания.
С учетом представленных выше требований было установлено, что данным условиям отвечают следующие возможные решения по использованию газовых турбин:
- установка 2хГТУ (мощность каждой ГТУ составляет 35-45 МВт).
В итоге, для окончательного рассмотрения были отобраны турбины, представленные в табл.5. При этом газовая турбина ГТЭ-65П (ОАО "Силовые машины") была исключена из дальнейшего рассмотрения в связи с невозможностью ее изготовления в установленные сроки (в момент принятия решения турбина находилась на стадии рабочего проектирования).
Характеристики отобранных газовых турбин в условиях ISO сведены в табл. 5.
Таблица 5. Характеристики газовых турбин класса мощности 45-85 МВт в условиях ISO
Модель
Номинальная мощность, МВт
Расходтоплива на номинальном режиме, кг/с
КПД привода, %
Расход уходящих газов, кг/с
Температура уходящих газов на выходе из ГТУ, °C
ГТЭ -65 П
67,9 0
3,665
37,05
194 ,0
544 ,0
PG6111FA
75,33
4,410
34,16
209,9
606,1
SGT-800
43 ,00
2,322
37,04
121 ,0
546 ,0
V64.3A
70 ,00
3,830
36,55
191,9
570 ,0
С целью повышения надежности работы первой очереди ТЭЦ, исходя из условий размещения оборудования, было принято решение о работе всех котлов-утилизаторов на общую магистраль, имеющей параметры острого пара Р 0= 9,7 МПа, t 0=510 ОС. Компоновка котлов-утилизаторов после предварительных расчетов была принята одноконтурной, так как введение второго контура с параметрами пара Р П= 0,9 МПа, приводило к существенному усложнению тепловой схемы и повышению стоимости котлов-утилизаторов. При этом генерация пара во втором контуре не превышала 10-12 т/ч, что при работе основного оборудования большую часть времени по тепловому графику не обеспечивало существенной тепловой экономичности. Для понижения температуры уходящих газов до t Г =100 ОС, была использована установка газоводяного теплообменника (ГВТО) в «хвостовых» поверхностях котлов-утилизаторов для подогрева сетевой воды.
Результаты расчета среднегодовых показателей тепловой экономичности ПГУ представлены в табл. 6. Расчёт показателей выполнялся по балансовому (физическому) методу. Во всех случаях рассчитывались показатели брутто. Расчеты приведены для двух возможных вариантов эксплуатации реконструируемой части ТЭЦ в неотопительный период: по тепловому графику и по электрическому графику. Когда в летний период реконструируемая часть ТЭЦ работает в чисто конденсационном режиме, она имеет более высокие экономические показатели, обеспечивая тем самым возможность работы второй очереди на тепловом потреблении и повышение суммарной выработки электроэнергии ТЭЦ.
Таблица 6. Среднегодовые показатели работы ПГУ-блоков для разных вариантов загрузки.
Показатель
Вариант 1 (круглогодичная теплофикационная выработка)
Вариант 2 (летняя конденсационная выработка)
SGT-800
V64.3A
PG6111FA
SGT -800
V64.3A
PG 6111 FA
Коэффициент
использования
теплотворной спо-собности топлива, %
80,40%
80,05%
83,03%
66,79%
64,03%
66,35%
КПД по выработке
электроэнергии
(брутто),%
70,34%
69,20%
73,31%
59,22%
56,90%
59,45%
Расход топлива
(брутто), гут/(кВт·ч)
174,72
177,56
167,66
207,8
216,2
206,9
Расход топлива (брутто, кг/Гкал) на производство тепла для всех расчётных случаев составил близкую величину (145,93).
Результаты расчетов показывают, что среди рассмотренных вариантов наибольшей эффективностью и постоянством характеристик в пределах года выделяется вариант ПГУ, в состав которой входит газовая турбина типа PG6111 FA ( General Electric).
Оценка стоимости проектов выполнена по методу укрупненных показателей на базе справочных материалов, а также на основании анализа стоимостных данных по объектам энергетики, введенных в действие в России в последнее время.
В основу расчета стоимости проектов положены предложения продуцентов основного и вспомогательного оборудования. Результаты расчетов представлены в табл.7.
Таблица 7. Показатели эффективности вариантов реконструкции ТЭЦ.
Показатель
Варианты используемого оборудования
4х SGT -800
2хV64.3A
2х PG 6111 FA
Удельные капиталовложения,
(без учета НДС), $/кВт
1280
1153
1097
Срок окупаемости, лет
12,2
10,5
9,9
Анализ приведенных результатов показывает, что наиболее эффективным в данном случае является вариант реконструкции ТЭЦ с использованием двух газовых турбин типа PG6111 FA.
Кроме этого, были выполнены оценочные расчеты по надстройке турбины Т-110/125-12,8 с использованием ГТУ типа GT-13 E2 (Альстом). Учитывая, что температура уходящих газов не может обеспечить номинальных параметров пара, было рассмотрено два варианта: работа на пониженных параметрах и поддержание номинальных параметров за счет дожига топлива в котле-утилизаторе. Основные результаты расчета приведены в табл. 8 для температуры наружного воздуха, равной +15 °C (параметры острого пара приведены на выходе из котла-утилизатора).
Таблица 8. Характеристика парогазовой установки ПГУ-265 при надстройке турбины Т-110-130 ГТУ типа GT -13-Е2 (Альстом).
Параметры
Ро = 13,7 МПа, t о = 555 °C
Р о = 9,25 МПа, tо =51 °C
Расход острого пара, кг/с
58,69
58,69
Расход пара низкого давления, кг/с
19,49
20.89
Давление пара низкого давления, МПа
0,60
0,60
Мощность ГТУ, МВт
154,400
154,400
Мощность ПТУ, МВт
70,020
66, 124
Отпуск тепла от ГПСВ+отборы, Гкал/ч
62,755
62,755
Удельный расход топлива на выработку
электроэнергии. г/кВт ч
224,13
222,78
Анализ результатов показывает: использование двухконтурного котла-утилизатора приводит к тому, что пропускная способность проточной части низкого давления паровой турбины используется практически на 90%, в то время как мощность турбины снизилась более, чем на 30%.
Следовательно, подобные результаты необходимо учитывать при оценке экономической эффективности оборудования, устанавливаемого в период технического перевооружения ТЭЦ, осуществляемого путём реконструкции (расширения).
Заключение.
1. Техническое перевооружение ТЭЦ путём реконструкции с надстройкой находящегося в эксплуатации оборудования газотурбинными установками наиболее целесообразно производить по схеме с котлами-утилизаторами, работающими либо на общестанционную магистраль, либо с выделением паротурбинного оборудования в блочную (дубль блочную) схему. При расчете котла-утилизатора и выборе единичной мощности ГТУ необходимо учитывать, что система регенерации паровой турбины отключается, и расход острого пара снижается при этом на 20-25% по сравнению с режимом работы по паротурбинному циклу.
2. При реализации проектов надстройки ограничение по пропускной способности пара в ЦНД и ЦСД приводит к существенному снижению использования установленной мощности паровых турбин (особенно это касается турбин с развитой системой регенерации и более высокими начальными параметрами острого пара). Данное обстоятельство снижает эффективность реализации проектов такого типа.
3. Параметры газов за газовой турбиной ПГУ должны обеспечивать сохранение параметров пара перед паровой турбиной во всем диапазоне нагрузок и температур наружного воздуха, в противном случае, необходима организация дожига в котле-утилизаторе или перевод паротурбинной части ПГУ на скользящие параметры (такой вариант возможен только при реконструкции ТЭС на блочную или дубль - блочную схемы работы оборудования). При этом эффективность работы оборудования снижается.
Неуймин В.М. ОАО «ОГК-4» тел. : (495) 411-50-55, д. 50-14 , E-mail: neva@ogk4.ru, адрес: 119017 г. Москва, ул. Б. Ордынка, д. 40 стр.4
Ильин Е.Т. ЗАО «КЭС»
Литература
1. Неуймин В.М. Обновление оборудования ТЭС – веление времени. Энергомашиностроение, 2005, № 1.
2. Неуймин В.М. ТЭС России сегодня и завтра. Аспекты надежности и безопасности. - Надежность и безопасность энергетики, 2008, № 1.
3. Трухний А.Д., Прохоров М.К. Выбор профиля теплофикационной парогазовой установки для ТЭЦ-25 Мосэнерго. – Теплоэнергетика, 2008, № 6.
4. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. М.: Издательство МЭИ, 2002.-584с.
5. Андрющенко А.И., Лапшов В.И. Парогазовые установки электростанций (термодинамический и технико-экономический анализы циклов и тепловых схем). Л.: Энергия. 1965, с. 248.
6.Арсеньев Л.В., Тарышкин В.Г. Комбинированные установки с газовыми турбинами. Л.: Машиностроение, 1982.