Газотурбинные установки с утилизацией тепловой энергии. Газотурбинные тепловые станции (гту)

К теплоэлектроцентралям (ТЭЦ) относятся электростанции, которые вырабатывают и отпускают потребителям не только электрическую, но и тепловую энергию. При этом в качестве теплоносителей служат пар из промежуточных отборов турбины, частично уже использованный в первых ступенях расширения турбины для выработки электроэнергии, а также горячая вода с температурой 100-150° С, нагреваемая отбираемым из турбины паром. Пар из парового котла поступает по паропроводу в турбину где он расширяется до давления в конденсаторе и потенциальная энергия его преобразуется в механическую работу вращения ротора турбины и соединенного с ним ротора генератора. Часть пара после нескольких ступеней расширения отбирается из турбины и направляется по паропроводу потребителю пара. Место отбора пара, а значит, и его параметры устанавливаются с учетом требований потребителя. Так как теплота на ТЭЦ расходуется на производство электрической и тепловой энергии, то различаются КПД ТЭЦ по производству и отпуску электроэнергии и производству и отпуску теплоэнергии.

Газотурбинные установки (ГТУ) состоят из трех основных элементов: воздушного компрессора, камеры сгорания и газовой турбины. Воздух из атмосферы поступает в компрессор, приводимый в действие пусковым двигателем, и сжимается. Далее под давлением его подают в камеру сгорания, куда одновременно подводится топливным насосом жидкое или газообразное топливо. Для того чтобы снизить температуру газа до приемлемого уровня (750-770° С), в камеру сгорания подают в 3,5-4,5 раза больше воздуха, чем нужно для сгорания топлива. В камере сгорания он разделяется на два потока: один поток поступает внутрь жаровой трубы и обеспечивает полное сгорание топлива, а второй обтекает жаровую трубу снаружи и, подмешиваясь к продуктам сгорания, снижает их температуру. После камеры сгорания газы поступают в газовую турбину, находящуюся на одном валу с компрессором и генератором. Там они, расширяясь (примерно до атмосферного давления), совершают работу, вращая вал турбины, и затем выбрасываются через дымовую трубу. Мощность газовой турбины значительно меньше мощности паровой турбины и в настоящее время КПД около 30%.

Парогазовые установки (ПГУ) представляют собой сочетание паротурбинной (ПТУ) и газотурбинной (ГТУ) установок. Такое объединение позволяет снизить потери отработавшей теплоты газовых турбин или теплоты уходящих газов паровых котлов, что обеспечивает повышение КПД по сравнению с отдельно взятыми ПТУ и ГТУ. Кроме того, при таком объединении достигается ряд конструктивных преимуществ, приводящих к удешевлению установки. Распространение получили два типа ПГУ: с высоконапорными котлами и со сбросом отработавших газов турбины в топочную камеру обычного котла. Высоконапорный котел работает на газовом или очищенном жидком топливе. Дымовые газы, выходящие из котла с высокой температурой и избыточным давлением, направляются в газовую турбину, на одном валу с которой находятся компрессор и генератор. Компрессор нагнетает воздух в топочную камеру котла. Пар из высоконапорного котла направляется к конденсационной турбине, на одном валу с которой находится генератор. Отработавший в турбине пар переходит в конденсатор и после конденсации насосом подается снова в котел. Выхлопные газы турбины подводятся к экономайзеру для подогрева питательной воды котла. В такой схеме не требуется дымосос для удаления отходящих газов высоконапорного котла, функцию дутьевого насоса выполняет компрессор. КПД установки в целом достигает 42-43%. В другой схеме парогазовой установки осуществляется использование теплоты отработавших газов турбины в котле. Возможность сброса отработавших газов турбины в топочную камеру котла основывается на том, что в камере сгорания ГТУ топливо (газ) сжигают с большим избытком воздуха и содержание кислорода в выхлопных газах (16-18%) является достаточным для сжигания основной массы топлива.

29. АЭС: устройство, типы реакторов, параметры, режимные характеристики.

АЭС относятся к тепловым ЭС, т.к. в их устройстве есть тепловыделители, теплоноситель и генератор эл. тока – турбина.

АЭС могут быть конденсационными, теплофикационными (АТЭЦ), атомные станции теплоснабжения (АСТ).

Ядерные реакторы классифицируются по различным признакам:

1. по уровню энергии нейтронов:

На тепловых нейтронах

На быстрых нейтронах

2. по виду замедлителя нейтронов: водными, тяжеловодными, графитовыми.

3. по виду теплоносителя: водными, тяжеловодными, газовыми, жидко металлическими

4. по числу контуров: одно-, двух-, трех- контурные

В современных реакторах для деления ядер исходного топлива используются в основном тепловые нейтроны. Все они имеют прежде всего так называемую активную зону , в которую загружается ядерное топливо, содержащее уран 235 замедлитель (обычно графит или вода). Для сокращения утечки нейтронов из активной зоны последнюю окружают отражателем, выполненным обычно из того же материала, что и замедлитель.

За отражателем снаружи реактора размещается бетонная защита от радиоактивных излучений. Загрузка реактора ядерным топливом обычно значительно превышает критическую. Чтобы по мере выгорания топлива непрерывно поддерживать реактор в критическом состоянии, в активную зону вводят сильный поглотитель нейтронов в виде стержней из карбамида бора. Такие стержни называютрегулирующими или компенсирующими. В процессе деления ядра выделяется большое количество теплоты, которая отводиться теплоносителем в теплообменник парогенератора , где она превращается в рабочее тело – пар. Пар поступает в турбину и вращает ее ротор, вал которого соединен с валом генератора . Отработавший в турбине пар попадает в конденсатор , после которого сконденсированная вода вновь идет в теплообменник, и цикл повторяется.

Щаулов В.Ю., инженер;
Афанасьев И.П., кандидат технических наук;
Гиззатулин Р.З., инженер
ОАО «Башкирэнерго»

В 2000 году в Башкортостане в районном центре Большеустьикинское была построена и введена в эксплуатацию газотурбинная электростанция ГТУ-ТЭЦ "Шигили".

Газотурбинная теплоэлетростанция "Шигили"

Электрическая мощность станции – 4 МВт, тепловая – 8,8 МВт, коэффициент использования тепла топлива – не менее 75,4%. Станция была построена всего за полтора года. Основным её назначением является теплоснабжение районного центра, а также повышение надёжности электроснабжения, как райцентра, так и близлежащих населенных пунктов Мечетлинского района.

Основное теплосиловое оборудование можно разделить на две части:
газотурбинная электростанция ГТЭС Урал 2500Р;
утилизационный контур.

Газотурбинная электростанция производства пермского ОАО "Авиадвигатель" выполнена в блочно-модульном исполнении. Газотурбинный двигатель, генератор и все вспомогательные системы расположены внутри турбоблока.

В качестве газотурбинного привода используется газогенератор конвертированного авиационного двигателя Д-30, получивший обозначение Д-30ЭУ2. Для привода генератора служит свободная турбина (турбина низкого давления базового двигателя), соединённая с генератором через редуктор РД-45 и фрикционную муфту.

Генератор марки ГТГ-4-2РУХЛЗ производства «ООО Привод Электромеканик» (г.Лысьва) рассчитан на напряжение 10,5 кВ. Существует возможность монтажа и демонтажа в турбоблоке двигателя, редуктора и генератора.

Утилизационный контур включает в себя теплообменник-утилизатор для подогрева сетевой воды для теплоснабжения поселка. Теплообменник-утилизатор разработан ПТО "Башкирэнерго" (p раб =12 кгс/см² и t раб до 115°С) и изготовлен ДОО "Энергоремонт".

Теплообменник-утилизатор

Теплосеть ГТУ-ТЭЦ - районная котельная длинной 700 метров - наземной прокладки.
В связи с тем что, теплосети поселка сильно изношены, из-за большой подпитки часто происходит подача в теплосеть сырой воды. Поэтому на этапе проектирования было принято решение отделить утилизационный контур ГТУ-ТЭЦ от теплосети поселка. Теплообмен между утилизационным контуром и теплосетью потребителя происходит в пяти пластинчатых теплообменных модулях производства уфимского Башкирского ПО "Прогресс", расположенных в котельной поселка.

С начала отопительного сезона и по настоящий момент ГТУ-ТЭЦ несёт отопительную нагрузку районного центра, котлоагрегаты в котельной находятся в резерве на случай останова ГТУ-ТЭЦ, работает лишь насосная станция котельной. Наработка ГТУ с момента первого пуска составила более 3000 часов и сейчас можно подвести некоторые итоги с точки зрения эксплуатации этого объекта.

Данная электростанция имеет ряд особенностей, как в силу её конструкции, так и в силу её размещения. Расположена она на северо-востоке Башкортостана в Мечетлинском районе, где нет других генерирующих мощностей. Это позволило снизить потери в электрических сетях на 8–9%, что в значительной степени компенсировало относительно невысокий электрический КПД ГТУ-ТЭЦ (23,3%).

Электроснабжение этого района производится по ВЛ-110 кВ от ПС 110 Симская ОАО "Челябэнерго" протяжённостью 109,4 км до подстанции ПС 110/35/10 Лемез-Тамак и далее по ВЛ 35 кВ длинной 40,8 км до ПС 35/10 Усть-Икинск.

При такой большой протяжённости линий, проходящих, кроме того, по горной и лесистой местности, возможны периодические отключения и колебания напряжения в сети, что естественно будет влиять на работу электростанции такой небольшой мощности. Поэтому на этапе наладки была проведена большая работа по корректировке как алгоритмов релейной защиты и автоматики сети, так и алгоритмов работы самой ГТЭС.

Так на ПС Усть-Икинск введена делительная автоматика, действующая на выделение ГТУ-ТЭЦ на изолированную работу при понижении частоты в сети ниже 48,5 Гц, выведены АПВ, запрещены РПВ без выяснения режима работы ГТУ и ПС Усть-Икинск на подводящих линиях 110 и 35 кВ; в инструкции для оперативного персонала внесены соответствующие изменения.

Результатом данных работ стало успешное проведение испытаний по выделению электростанции на изолированную работу.
Производилось отключение ВЛ-35 на ПС Лемез-Тамак, что привело к выделению делительной автоматикой ГТУ-ТЭЦ на изолированную работу на ПС Усть-Икинск. Это сопровождалось сбросом нагрузки с 4 до 2 МВт.

При этом произошел наброс частоты до 51 Гц, после отключения статизма регулятора n ст двигателя частота установилась на уровне 50 Гц, напряжение поддерживалось 10,5 кВ.

Для подачи напряжения энергосистемы на ПС Усть-Икинск на ГТУ-ТЭЦ произвели отключение ВВ-10 кВ ГТУ-ТЭЦ - ПС Усть-Икинск, при этом произошел сброс нагрузки на генераторе с 2 МВт до 112 кВт и наброс частоты тока 54 Гц на время менее 1 сек. со срабатыванием алгоритма сброса нагрузки. Параметры по частоте пришли в норму через 5 сек. Отклонения по напряжению в сети не наблюдалось. В этом режиме ГТУ-ТЭЦ работала только на собственные нужды.

Данная операция позволила после отключения генераторного выключателя произвести синхронизацию и включение в сеть без остановки ГТУ.

Следует отметить, что при проектировании ГТЭС специалистами предприятия-изготовителя подобный сценарий развития событий при работе станции даже не рассматривался, однако уже в ходе начавшейся эксплуатации такие ситуации происходили, и оборудование ГТУ-ТЭЦ и её персонал отработали без замечаний.

Теперь можно реально говорить о повышении надёжности энергоснабжения районного центра и близлежащих населенных пунктов.

Другой особенностью ГТУ-ТЭЦ является применённый на ней генератор ГТГ-4, а точнее его подшипниковые опоры. Впервые на генераторе мощностью 4 МВт, ротор которого вращается с частотой 3000 об/мин, применена картерная смазка подшипников скольжения.
Это позволило избавиться от маслопроводов, маслобаков и другого вспомогательного оборудования маслосистемы генератора. Доводка данных опор потребовала много времени и сил, как предприятия поставщика генератора, так и персонала ГТУ-ТЭЦ. Проблемой было устранение утечек масла из опор, а также поддержание температурного состояния вкладышей подшипников в допустимом диапазоне.

В качестве резервного, был проработан вариант перевода опор генератора на циркуляционную смазку и даже изготовлена соответствующая оснастка. Однако благодаря настойчивости руководства ОАО "Башкирэнерго" первоначальный вариант с картерной смазкой был принят за основу. После доработки конструкции, доливка масла в опоры производится один раз в 1,5-2 недели в количестве 100-200 г, а температура вкладышей находится в пределах 73-80°С. Недостатком конструкции остается неудобство сборки подшипников и трудность обеспечения требуемых допусков и зазоров.

Отдельно стоит сказать о системе управления электростанцией. Её можно разделить на систему автоматического управления (САУ) газотурбинным двигателем, комплекс управления электростанцией (КУЭС) и автоматизированную систему управления (АСУТП) верхнего уровня, осуществляющую управление и контроль параметров всей ГТУ-ТЭЦ. Все параметры двигателя, редуктора и генератора, их диагностика и состояние отображаются на станции оператора. Там же представлены параметры утилизационного контура и системы газоснабжения.

Пультовая ГТУ-ТЭЦ

Параметры ГТУ-ТЭЦ можно представить как в табличном, так и графическом виде, а протокол сообщений о работе станции выводится на бумажный носитель, что облегчает анализ аварийных ситуаций. Управлять работой станции можно как с клавиатуры, так и с помощью «мыши». В случае отказа системы управления ГТЭС или ошибки оператора предусмотрен резервный пульт индикации и управления, с помощью которого можно заблокировать исполнение ошибочных команд КУЭС ГТЭС и аварийно остановить ГТУ. Система управления ГТЭС предусматривает автоматическую работу станции, когда от оператора практически требуется только задание нагрузки станции и ручное управление. При этом оператор может управлять отдельными системами ГТЭС, такими как подогрев опор генератора, подзарядка аккумуляторов, управление заслонками противообледенительной системы, включение и отключение статизма двигателя, а также некоторыми другим операциями, необходимыми как в процессе работы станции, так и при опробовании отдельных её систем.

ГТУ-ТЭЦ работает на природном газе с давлением 12 кгс/см². Газ проходит очистку в фильтрах грубой очистки (фильтры ФГ-19) и тонкой очистки (БФ1). Эффективность очистки – 40 мкм. Для предотвращения попадания в топливную систему двигателя продуктов коррозии подводящего трубопровода, газопровод после фильтров тонкой очистки и арматура, установленная на нем, выполнены из нержавеющей стали.

Подготовка станции к запуску занимает около часа. При этом основное время затрачивается на прогрев опор генератора, так как КУЭС выдает запрет на запуск ГТУ при температуре масла и вкладышей опор ниже 30°С. Запуск ГТУ производится сжатым воздухом с давлением 4 кгс/см², отбираемым от газотурбинного стартера ТА-6А производства Уфимского объединения "Гидравлика".

ТА-6А представляет собой небольшой отдельно расположенный газотурбинный двигатель, используемый на самолетах в качестве вспомогательной силовой установки. Запускается ТА-6А от двух аккумуляторов от автомобиля «КАМАЗ» и работает на авиационном керосине (Т-1, ТС-1). Время его работы 7-8 мин, а запуск всей станции от момента пуска ТА-6А, до готовности принять нагрузку - не более 10 мин. Сюда входит прогрев ГТУ в течение 2-х минут, после которого можно брать номинальную нагрузку.

Наличие отдельного газотурбинного стартера можно считать недостатком из-за усложнения технологии запуска и увеличения вероятности отказов при запуске. Предприятие-изготовитель предлагает осуществлять запуск основного двигателя пусковой турбиной, в которой в качестве рабочего тела используется природный газ, что и делается при эксплуатации подобных электростанций на нефте- и газопромыслах. На других ГТУ-ТЭЦ с аналогичными двигателями, строящихся в Башкортостане, будет использоваться именно такой запуск.

До начала эксплуатации большое опасение у населения районного центра вызывал возможный шум работающей ГТУ-ТЭЦ. Для его снижения были установлены пластинчатые глушители во всасывающей шахте и на дымовой трубе. Данные мероприятия позволили снизить шум на рабочих местах персонала ниже допустимых, а в районе, прилегающем к станции, практически до естественного фона.

Результаты замеров уровней звукового давления (дБ)

Помимо чисто технических проблем предприятие электрических сетей, эксплуатирующее ГТУ-ТЭЦ, столкнулось и с проблемой организации и обучения персонала службы, не характерной для ПЭС.

ГТУ-ТЭЦ обслуживается персоналом Службы Станций Северо-восточных электрических сетей ОАО "Башкирэнерго". Необходимость создания данной службы возникла в связи с появлением в сетевом предприятии нескольких небольших электростанций. Это Мечетлинская малая ГЭС (МГЭС) мощностью 230 кВт, ГТУ-ТЭЦ «Шигили» в районном центре Большеустикинское и установка из двух газопоршневых агрегатов суммарной мощностью 2 МВт и тепловой 2,3 МВт в санатории Янгантау.

Численность персонала, непосредственно занятого обслуживанием ГТУ-ТЭЦ составляет 13 человек.
В вахте занято 2 человека:
один - начальник смены с правами машиниста ГТУ;
второй - дежурный электромонтер.

Организовано четыре вахты. В штате имеется слесарь по ремонту КИП и А, он же занят оперативным обслуживанием МГЭС, слесарь по ремонту тепломеханического оборудования и аппаратчица ВПУ, она же - уборщица производственных помещений.
Все крупные ремонтные работы и сложные операции по техническому обслуживанию оборудования выполняются по договорам с предприятием-изготовителем ГТЭС и специализированными ремонтными предприятиями.

В связи с тем, что станция была построена «на голом месте», в ней в той или иной мере нашли отражение все структурные подразделения большой станции, но в редуцированном виде. При монтаже подобных установок в действующей котельной увеличение численности персонала будет минимальным.

Как в процессе проектирования, так и при строительстве, наладке и эксплуатации большие трудности были связаны со слабой нормативной базой для подобных станций, ведь практически вся она создавалась для «большой энергетики», и часто новая техника не вписывается в её положения и требования. В данном случае эти проблемы решены.
Но самое важное заключается в том, что на северо-востоке Башкортостана появилась стабильно и надёжно работающая газотурбинная теплоэлектростанция с высокими технико-экономическими показателями, которая приносит реальную пользу, как энергосистеме, так и населению.

Строительство ГТУ-30 МВт на Калужской ТЭЦ является частью масштабной инвестиционной программы ОАО «Квадра», реализуемой в рамках договоров присоединения мощности.

В рамках инвестиционной программы ОАО «Квадра» до 2015 г. планирует построить объекты генерации общей установленной мощностью 1092 МВт.

В ходе строительства нового энергоблока на Калужской ТЭЦ (в соответствии с проектом) был возведен новый комплекс, состоящий непосредственно из газотурбинной установки производства General Electric (США), парового котла-утилизатора производства ООО «НПО «Барнаульский завод котельного оборудования» и дожимной компрессорной станции. Стоимость проекта составила 1,7 млрд руб. При выборе газовой турбины учитывали опыт эксплуатации аналогичного генерирующего оборудования на других станциях, в частности на Белгородской ГТУ-ТЭЦ «Луч», работающей с 2005 г

Немаловажным фактором явилось то, что фирма-производитель газовых турбин на время капитального ремонта своей продукции предоставляет аналогичный газотурбинный агрегат, что исключает возможные простои в работе всей станции.

Стоит отметить, что нами было реализовано интересное и энергоэффективное решение включения нового газотурбинного энергоблока в существующую схему генерации энергии на Калужской ТЭЦ с учетом уже действующего оборудования. Принципиальная схема этого решения представлена на рис. 1, особенностью которого является получение пара в котле-утилизаторе (за счет охлаждения выхлопных газов газовой турбины) с его последующей подачей на действующие две паровые турбины типа Р и П. То есть с вводом в эксплуатацию газотурбинной установки фактически получили парогазовую ТЭЦ. Коэффициент использования топлива (КИТ) станции составит около 86%.

Рис. 1

Газовые турбины производства фирмы General Electric являются современной разработкой и отвечают последним мировым достижениям в этой области.

Концентрация окислов азота и углерода в отработанных газах имеет крайне низкие значения (на уровне наилучших мировых стандартов). Эти величины отвечают требованиям действующего ГОСТ 29328-92: содержание оксидов азота в отработанных газах ГТУ не более 51 мг/нм 3 .

Реконструкция Калужской ТЭЦ позволит значительно сократить выбросы вредных веществ в атмосферу. После ввода современной ГТУ на Калужской ТЭЦ концентрация выбросов окислов азота снизится с 255 до 55 мг/нм 3 .

Газотурбинная установка полностью автоматизирована, управление ГТУ производится из диспетчерской станции.

Ввод в эксплуатацию современного газотурбинного оборудования на Калужской ТЭЦ позволит увеличить установленную электрическую мощность станции с 12 до 42 МВт, выработка электроэнергии на Калужской ТЭЦ, по оценкам, увеличится в 6,5 раза (будет дополнительно вырабатываться до 2 млн кВт.ч электроэнергии в год). Это сократит дефицит электроэнергии в Калужской области и тем самым повысит надежность работы регионального энергоузла.

Что касается выработки тепловой энергии, то существующие два котла теперь будут работать в пиково-резервном режиме, а большая часть тепловой нагрузки в течение года будет покрываться за счет пара, вырабатываемого в котле-утилизаторе (максимальная производительность - 40 т/ч).

Пуск ГТУ позволяет улучшить технико-экономические показатели работы станции, повысить надежность энергоснабжения потребителей, а также обеспечить конкурентоспособность ТЭЦ на рынке электроэнергии и мощности.

После ввода ГТУ удельные расходы топлива снизятся:

¦ на отпуск электроэнергии - с 632,3 до 265 г/кВт.ч;

¦ на отпуск тепловой энергии - с 215,5 до 175 кг/Гкал.

В 2010 г. обучение и переподготовку для работы на ГТУ прошли 18 сотрудников Калужской ТЭЦ, в 2011 г. планируется обучить еще 10 чел.

В заключение стоит отметить, что проектом реконструкции Калужской ТЭЦ предусматривалось не только строительство ГТУ-30 МВт, но и дополнительная загрузка станции по тепловой мощности за счет переключения тепловых нагрузок, в частности, в районе ул. Чичерина, Социалистическая и Телевизионная (г. Калуга) с закрытием низкоэффективных котельных.

До района ул. Чичерина, Социалистическая и Телевизионная на данный момент теплотрасса практически «дотянута», общая протяженность которой 3 км в двухтрубном исчислении, диаметром 300 мм, бесканальная прокладка. В этом случае нами было принято решение об использовании труб в пенополимерминеральной (ППМ) изоляции с системой оперативного дистанционного контроля.

С завершением работ по строительству теплосети, в районе планируется закрыть четыре низкоэффективные котельные.

В 2007 г. для «переброса» тепловой нагрузки с трех котельных (две ведомственные и одна муниципальная) в Силикатном районе на Калужскую ТЭЦ от станции до района была проложена теплосеть протяженностью 3,5 км в двухтрубном исчислении наружной прокладки из труб в пенополиуретановой (ППУ) изоляции диаметром 325 мм с антивандальным покрытием. установка пар газотурбинный тепловой

Правда, за время эксплуатации данного трубопровода возникла проблема многочисленных поджогов теплоизоляции со стороны жителей. Сегодня Силикатный район полностью получает тепловую энергию от Калужской ТЭЦ.

Основными разработчиками и производителями отечественных энергетических ГТУ являются следующие предприятия : ОАО «Ленинградский металлический завод» (ЛМ3), г. Санкт-Петербург; АО «Уральский турбомоторный завод» (ТМЗ), г. Екатеринбург; ОАО «Невский завод» (НЛЗ), г. Санкт-Петербург; АО НИКТИТ (Научно- исследовательский институт турбокомпрессоростроения), г. Санкт-Петербург, и др.

В последнее десятилетие ввиду снижения заказов на газотурбинные двигатели (ГТД) для нужд авиации большинство авиационных заводов и КБ начали предлагать ГТД для привода электрических генераторов. Основные российские предприятия-поставщики ГТД для нужд малой и средней энергетики: ЗАО «Энергоавиа» и МКБ «Союз», г. Москва; ОАО «Сатурн», г. Москва; ОАО «Рыбинские моторы», г. Рыбинск; ОАО «Пермские моторы» и ОАО «Авиадвигатель», г. Пермь; ГНПП «Мотор», г. Уфа; АО «Моторостроитель» и СКБМ, г. Самара; ОАО СНТК им. Н.Д. Кузнецова («Двигатели НК»), г. Самара; АО КПП «Авиамотор» и ОАО КМПО, г. Казань.

Крупными производителями энергетических ГТД являются НПО «Машпроект» (г. Николаев, Украина) и ПО «Зоря» (Украина), более 20 лет выпускающие ГТД и энергоустановки единичной мощности 2,5-3,0 МВт для нужд энергетики и газовой промышленности на базе судовых ГТД.

Рабочий проект новой энергетической ГТУ типа ГТЭ-180 подготовлен ОАО ЛМЗ, ОАО «Авиадвигатель» (г. Пермь) и ОАО ВТИ. Камера сгорания ГТЭ-180 имеет трубчатую схему и состоит из 12 пламенных труб. Использован принцип сжигания бедной гомогенной топливовоздушной смеси. Для ее предварительной подготовки применена вихревая горелка, имеющая вспомогательный топливный контур, с помощью которого осуществляются запуск ГТУ, работа на режимах с низкими параметрами и поддержание устойчивого горения основного контура на рабочих режимах. Через вспомогательный контур топливо поступает непосредственно в зону горения пламенной трубы. Каждая пламенная труба КС снабжена 19 вихревыми горелками. Такая многомодульная конструкция позволяет получить более однородное температурное поле на входе в ГТ и осуществить более гибкое управление системой подачи топлива.

АО «Ленинградский металлический завод» осуществляет проектирование новой серии современных энергетических ГТУ типа ГТЭ- 60 - о дневальных двухопорных установок мощностью по ISO (International Organization for Standardization ) 64 МВт при КПД производства электроэнергии 36,5%. Частота вращения газотурбинного двигателя 5441 об/мин, установка снабжена редуктором. Использование кольцевой КС с двухзонным горением должно обеспечить объемную концентрацию вредных выбросов не более 25 ppm (51,3 мг/м 3).

Еще одна ГТУ этого завода типа ГТЭ-350 выполнена по двухопорной схеме в виде одновальной установки с частотой вращения вала 3000 об/мин. Температура газов за КС принята 1500 °С, а силовые лопатки первой ступени охлаждаются паром, так как ГТУ планируется использовать в схеме ПГУ.

Невский завод совместно с АО НИКТИТ разрабатывает серию ГТУ для энергетики на базе установки типа ГТЭР-12. Подготовлены варианты мощностью 10, 12, 16 и 30 МВт, которые могут быть использованы и в схемах ПГУ.

Открытое акционерное общество «СНТК им. Н.Д. Кузнецова» (г. Самара) - крупнейший производитель авиационных двигателей. По заказу РАО «ЕЭС России» на базе газотурбинного двигателя НК-32 (в новой модификации - НК-321) создана энергетическая ГТУ типа НК- 37 мощностью по ISO 25 МВт при КПД производства электроэнергии 36,4%. Такая ГТУ установлена на Безымянской ТЭЦ (г. Самара).

Открытое акционерное общество «Авиадвигатель» (г. Пермь), созданное на базе КБ ведущего российского конструктора А.Д. Швецова, разработало серию энергетических ГТУ типов ГТУ-2,5П, ГТУ-4П, ГТУ-12П и ГТУ-16П. Фирма участвует в работе над крупной ГТУ типа ГТЭ-180.

Предприятие «Мотор» (г. Уфа) на базе авиационного двигателя типа Р13-300 создало энергетическую ГТУ типа ГТЭ-10/95 мощностью 10 МВт, КПД 29% и эмиссией N0* не более 25 ppm.

Технические данные энергетических ГТУ приведены в табл. 6.3, показатели работы ГТУ даны для условий ISO без учета аэродинамических потерь воздухозабора - газовыхода .

Технические данные энергоустановок на базе авиационных и судовых ГТД для условий ISO приведены в табл. 6.4 и 6.5 . Габаритные размеры конвертированных ГТД существенно меньше габаритных размеров специально проектируемых энергетических ГТУ. Наиболее мощный ГТД типа ГТД-110 (см. табл. 6.4), разработанный НПО «Машпроект» на основе технологий судовых ГТД, имеет длину всего 7 м при диаметре 3,1 м. Аналогичные энергетические ГТУ (см. табл. 6.3) имеют существенно большие размеры: 24,2x6,8x5,8 м (ГТ-ЮО-ЗМ) и 18,1x6,1x4,5 м (ГТЭ-115-1170). В табл. 6.4 и 6.5 для примера приведены размеры нескольких ГТД. Все остальные рассмотренные ГТД имеют длину не более 6 м, а по ширине и высоте соответствуют стандартному железнодорожному габариту.

Конструктивно ГТУ для привода электрогенераторов выполняются по одновальной схеме, когда компрессор и газовая турбина расположены на одном валу, и по двухвальной схеме с двумя компрессорами и двумя турбинами с расположением каждой группы на отдельном валу.

Валы могут располагаться соосно по схеме «вал на валу», когда один из валов (компрессор - турбина высокого давления) выполнен 198

полым, или по ходу газового потока последовательно один за другим. Силовая турбина (СТ) обычно устанавливается на отдельном независимом валу, не связанном с газотурбинным двигателем.

Таким образом, по конструкции приводные газовые турбины подразделяются (см. п. 6.2):

1) на одновальные с приводом генератора непосредственно от вала; 2) двухвальные с одним общим валом газотурбинного двигателя (компрессор - турбина) и приводом электрогенератора от отдельной СТ; 3) двухвальные с двумя валами и приводом генератора от вала компрессор - турбина низкого давления; 4) трехвальные с двумя валами ГТД и валом привода генератора от СТ.

Отечественные энергетические ГТУ, как и ГТУ, изготовляемые в Украине, имеют одновальную схему или двухвальную схему с силовой газовой турбиной. Исключение составляют установка: типа ГТЭ- 30, выполненная по трехвальной схеме с СТ, и установка типа ГТ- 100-ЗМ, выполненная по двухвальной схеме с последовательным расположением валов. Такие технические решения приводят к увеличению габаритных размеров агрегатов: длина установки типа ГТЭ-30 составляет 15,3 м, масса 90 т, а длина установки типа ГТЭ-ЮО-ЗМ 24,2 м, масса 367 т (см. табл. 6.3).

Газотурбинные двигатели для привода электрогенераторов, разработанные на основе авиационных и судовых двигателей, как правило, выполнены по двух- и трехвальной схемам с силовой турбиной. Исключение составляет одновальный двигатель типа ГТД-ПО, разработанный для нужд энергетики на основе технологии судовых двигателей.

Открытым акционерным обществом «Рыбинские моторы» (г. Рыбинск) в содружестве с НПО «Машпроект» (г. Николаев, Украина) разработана серия энергетических ГТУ. Среди них ГТУ типа ГТЭ-110 мощностью ПО МВт (по ISO ) и КПД производства электрической энергии 36%. Планируется повышение мощности этой установки до 150 МВт и ее КПД до 38%. На базе собственного ГТД фирма разработала энергетические ГТУ типов ГТД-6РМ и ГТД-ЮРМ. В содружестве с ОАО «А. Люлька-Сатурн» разрабатываются энергетические ГТУ мощностью 35 МВт (по ISO), КПД производства электроэнергии до 40% и уровнем эмиссии N0* и СО не более 25 ppm.

Технические данные энергетических ГТУ (условия по ISO 2314)

Таблица 6.3

• * Двухвальная газовая турбина сложного цикла с промежуточным охлаждением воздуха при сжатии и промежуточным подводом теплоты при расширении (две кольцевые КС).
• ** Знак «+» - силовая турбина и редуктор есть, знак «-»- нет.
• *** Длина с выходным устройством.

* Знак «+» означает, что силовая турбина и редуктор есть, «-» - нет.

* Знак «+» означает, что силовая турбина и редуктор есть, «-» - нет. ** Длина с выходным устройством.

Предприятие «Сатурн» (г. Москва) более 50 лет производит авиационные двигатели под руководством А.М. Люльки. Им разработана энергетическая ГТУ типа АЛ-31СТЭ мощностью 20 МВт (по ISO).

В ряде случаев энергетические ГТУ комплектуют газодожимными компрессорами топливного газа (см. п. 7.9). В опытно-промышленной установке типа ГТУ-25-39 с ГТД типа НК-37 (ОАО «СНТК им. Н.Д. Кузнецова, г. Самара), например, использован поршневой двухступенчатый шестицилиндровый дожимной компрессор типа EFX Model ЕА 1000-2-6. Привод осуществлен с помощью асинхронного электродвигателя мощностью 900 кВт (3,6% установленной мощности ГТУ).

Редакция бюллетеня «ЭНЕРГОСОВЕТ» начинает серию публикаций, посвященных комбинированной (т.е. совместной) выработке тепловой и электрической энергии (когенерации). Также будут рассмотрены технологии тригенерации, когда, помимо комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, может вырабатываться холод, который используется в системах хладоснабжения.
Использование технологий когенерации и тригенерации в зависимости от конкретных условий внедрения может являться энергосберегающим мероприятием или энергоэффективным решением, решить проблемы дефицита мощности, снизить издержки промышленных предприятий, уменьшить тарифы для потребителей. Также нужно отметить, что при некоторых условиях, внедрение когенерации и тригенерации может быть совершенно не целесообразным и не энергоэффективным решением (например: строительство мини-ТЭЦ в зонах, где работают незагруженные по мощности крупные ТЭЦ).

Введение

В настоящее время все чаще для энергообеспечения деревень, поселков, малых городов, районов крупных городов, промышленных предприятий внедряются технологии когенерации на основе мини-ТЭЦ. Одной из таких технологий является строительство газотурбинных установок с утилизацией тепловой энергии (ГТУ).

ГТУ состоит из двух основных частей: силовая турбина и генератор, которые размещаются в одном корпусе. ГТУ работает на газе, но в резервном или аварийном режиме может использоваться дизельное топливо. Диапазон электрической нагрузки, которую может покрывать ГТУ: от 2 МВт до 100 МВт (хотя некоторые предприятия поставляют ГТУ с мощностью более 100 МВт).

КПД выработки электрической энергии ГТУ достаточно низок, но это компенсируется большой выработкой тепловой энергии. ГТУ способна отдавать потребителю значительное количество тепловой энергии - с коэффициентом ~ 1:2 по отношению к электрической мощности. В некоторых достаточно мощных ГТУ температура уходящих газов после турбины достаточно высока для того, чтобы получать пар и/или горячую воду в больших количествах.

При реконструкции энергообъектов или новом строительстве можно выделить несколько компоновочных решений внедрения ГТУ:

1. Строительство ГТУ-ТЭЦ на отдельной площадке, новое строительство.

2. Установка ГТУ в действующей котельной, в виде надстройки.

3. Размещение ГТУ с паровыми котлами-утилизаторами на действующей ТЭЦ взамен существующих паровых котлов с сохранением паротурбинной части ТЭЦ.

Опыт внедрения ГТУ-ТЭЦ на отдельной площадке при новом строительстве на примере Республики Башкортостан

В 2000 г. в Башкортостане была построена и введена в эксплуатацию ГТУ-ТЭЦ (рис. 2). Электрическая мощность станции - 4 МВт, тепловая - 8,8 МВт, коэффициент использования тепла топлива - не менее 75,4%. Станция построена за полтора года, а основным ее назначением является теплоснабжение районного центра, а также повышение надежности электроснабжения как райцентра, так и близлежащих населенных пунктов.

ГТУ-ТЭЦ несет отопительную нагрузку районного центра, котлоагрегаты в котельной находятся в резерве на случай останова ГТУ-ТЭЦ, работает лишь насосная станция котельной. Применение установки позволило снизить потери в электрических сетях на 8-9%, что в значительной степени компенсировало относительно невысокий электрический КПД ГТУ-ТЭЦ (23,3%).

Численность персонала, непосредственно занятого обслуживанием ГТУ-ТЭЦ, составляет 13 человек.

Надстройка водогрейных или паровых котельных ГТУ

Совместная работа ГТУ с водогрейными и паровыми котлами в котельных позволяет обеспечить надежное электроснабжение собственных нужд, что в свою очередь повышает надежность теплоснабжения потребителей, а так же снизить удельные расходы топлива на единицу получаемой тепловой и электрической энергии.

При широкомасштабной реконструкции котельных с размещением в них газотурбинных установок (ГТУ) их суммарная установленная электрическая мощность только в котельных единичной теплопроизводительностью более 50 ГКал/ч в европейской части России (включая Урал) может достичь 10 - 15 млн кВт . Стоит отметить, что данные виды работ активно проводятся на всей территории России.

Если сравнивать стоимость электроэнергии вырабатываемой на ГТУ (без учета утилизационного теплового контура), то она на 30% и более превышает стоимость электроэнергии, получаемой из централизованного источника. Газовые турбины имеют небольшой КПД (0,22-0,37%), поэтому они должны использоваться только с утилизационными контурами.

Окупаемость модернизации котельной зависит от количества отпускаемой электроэнергии, от тарифов на электроэнергию, капитальных затрат, затрат на эксплуатацию и от числа часов с работы на больших тепловых нагрузках. Наибольшая эффективность использования ГТУ обеспечивается при длительной работе с максимальной электрической нагрузкой.

Основные проблемы, которые могут возникнуть при надстройке котельных ГТУ:

1. необходимость сооружения хранилищ резервного для ГТУ дизельного топлива, т.к. в котельных резервным топливом является мазут;
2. необходимость сооружения газокомпрессорных дожимающих станций (ГТУ требует газ с давлением 2,5 МПа), строительство которых около зоны жилой застройки запрещено;
3. большой расход выхлопных газов ГТУ (он обусловлен высоким коэффициентом избытка воздуха в ГТУ) требует новой дымовой трубы;
4. высокий уровень шума;
5. увеличивается потребление газа, возникает необходимость получения новых лимитов на газ;
6. удельный выход оксидов азота на кг сожженного топлива в 3 раза больше у ГТУ, чем в котельных.

Основные плюсы при надстройке котельных ГТУ, по сравнению с независимым строительством ГТУ:

1. наличие площадки (инфраструктуры);
2. оформленность источника вредных выбросов;
3. наличие системы централизованного теплоснабжения с конфигурацией сетей от существующих котельных;
4. возможность использования части котлов котельной в качестве пиковых для ТЭЦ;
5. близость потребителей электрической энергии;
6. меньшие первоначальные затраты и срок окупаемости.

Синхронная работа с энергосистемой. Надежность работы мини-ТЭЦ

Существуют проблемы подключения микро- и мини-ТЭЦ (не только ГТУ) к соответствующим коммуникациям - системам централизованного электро-, тепло- и газоснабжения. В первую очередь подключение является «дорогим удовольствием». Возникают также проблемы с продажей электрической энергии в электросеть, в качестве варианта решения проблем возможно создание локальных энергосистем из нескольких ТЭЦ с резервированием мощности и выходом на общефедеральные сети не каждого энергоисточника, а целиком местной энергосистемы. Затраты на осуществление таких проектов относительно не высоки при достаточном уровне надежности.

Необходимость резервирования независимых источников энергоснабжения, ухудшает их экономические показатели, при параллельной работе с системой необходима дорогая и сложная система синхронизации генератора с сетью.

Что касается промышленности, то ТЭЦ может и не подключаться к сети, обеспечивая лишь технологические потребности производственного процесса. Но жилищный сектор, у которого суточный график потребления отличается существенной неравномерностью, нуждается в резервировании, т.к. при автономной работе можно не удержать частоту (резкий съем и наброс нагрузки, выход нагрузки за возможные пределы регулирования и т.д.). Системы автоматики чрезвычайно дороги.

Наиболее существенным фактором, определяющим устойчивость газотурбинных генераторов, является значительно меньший момент инерции газовой турбины по сравнению с паровой и, как следствие, для нарушения устойчивости требуется уже значительно меньшее возмущение.

Выводы

Предпочтительность применения ГТУ в каком-либо поселке, городе, районе определяется конкретными условиями: потребляемая тепловая и электрическая мощность, существующие источники и коммуникации, плотность застройки, этажность и другие факторы.

Внедрение тех или иных технологических решений должно определяться конкуренцией различных проектов. Конкурировать должны проекты на основе различных технологий и технологических решений: ГТУ, газопоршневые установки, ТЭЦ, котельные, тепловые насосы и многое другое.

Как показывает практика, в некоторых случаях не требуется финансирование новых высокотехнологичных энергогенерирующих станций, а достаточным бывает реконструкция или модернизация уже существующих станций с применением новейших технологий. Чем больше рассматривается вариантов и лучше просчитывается перспектива, тем больше вероятность, что будет принят оптимальный вариант.

В последние годы проблема нехватки пиковых мощностей (электрических и тепловых) в муниципальных образованиях встает довольно остро. Устаревшее и изношенное оборудование генерирующих станций, передающих сетей, а также рост энергопотребления в крупных городах с каждым годом только усложняет возникшую проблему. Одной из возможностей решения проблемы покрытия пиковых мощностей может быть строительство ГТУ. Время запуска у установок довольно короткое, тем самым можно довольно быстро реагировать на рост пиковых мощностей. При надстройке котельной с помощью ГТУ появляется возможность получать дополнительную электрическую энергию в пределах города, тем самым разгружая другие электростанции.

Основная проблема ГТУ - чрезвычайно низкий электрический КПД, особенно при малых мощностях. Следует учитывать и тот факт, что в большинстве ГТУ при уменьшении нагрузки до 50%, электрический КПД газовой турбины значительно снижается, также происходит повышенный износ оборудования. Поэтому при планировании внедрения ГТУ должен учитываться график ее 100% загрузки.

Использование ГТУ экономически оправдано при подборе установки под покрытие тепловой нагрузки на горячее водоснабжение. Тем самым обеспечивается 100% загрузка ГТУ, а котельные, работающие в отопительный сезон, в летнее время отключаются.

Но несмотря на много сложностей возникающих при строительстве и эксплуатации ГТУ, установки данного вида могут решить проблемные задачи по надежному тепло- и электроснабжению промышленных потребителей или жилых районов. В муниципальных образованиях при выделении финансовых средств на реконструкцию или модернизацию систем энергоснабжения стоит более детально рассматривать проекты внедрения ГТУ.

При подготовке статьи о ГТУ были использованы статьи, опубликованные в журнале «Новости теплоснабжения» и портала «Тригенерация.ру» (