ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ПРИ РЕАЛИЗАЦИИ ДОГОВОРОВ ПРЕДОСТАВЛЕНИЯ МОЩНОСТИ НА ОСНОВЕ СТУПЕНЧАТОГО ПОДОГРЕВА В КОТЛАХ-УТИЛИЗАТОРАХ КОНДЕНСАТА ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

Эффективность отрасли электроэнергетики влияет на конкурентоспособность генерирующих и сетевых компаний, установление цены на средства производства в экономике, экономические взаимоотношения между секторами электроэнергетики (генерация, передача, потребление), в конечном итоге влияет на энергетическую эффективность экономики в целом.

К параметрам эффективности энергетического производства относятся себестоимость продукции, удельный расход топлива, показатели использования установленных мощностей, производительность труда работников и др. Причины низкой энергоэффективности, в первую очередь, связаны с высоким уровнем морального и физического износа оборудования.

В результате финансово-экономического кризиса в России в 1990-е годы спрос на электроэнергию упал, энергоэффективность снизилась. Так, топливная составляющая затрат в неизменных ценах за десятилетие увеличилась на 11%, причем примерно на 25% – из-за роста удельного расхода топлива и на 75% - за счет повышения цен на топливо, удельная рентабельность отрасли упала с 25,5% в 1993 г. до 13% в 1999 г

В 1998-2008 гг. было проведено реформирование электроэнергетики России

В период реформирования электроэнергетики инвестиции в обновление и модернизацию основных производственных фондов практически не производились, в результате к 2009 году моральный и физический износ оборудования достиг 80%, а средний возраст оборудования вырос с 18 до 33 лет. В этот же период к управлению и обслуживанию энергоустановок был допущен персонал, не имевший соответствующего базового образования. Перечисленные выше причины привели к тому, что в период 2000–2009 гг. в энергетике страны произошли десятки крупных аварий, из которых наиболее масштабными признаны две – это каскадное отключение электроснабжения Московской и смежных с ней трех областей (2005) и катастрофа на Саяно-Шушенской ГЭС (2009)

Одним из главных вопросов, влияющим на эффективность отрасли электроэнергетики, является выбор альтернативы паротурбинным установкам для обновления и модернизации устаревших генерирующих мощностей. Необходим переход на энергоустановки с низкими удельными расходами топлива.

В паротурбинных установках (ПТУ), основу которых составляет цикл Ренкина, отработавший пар поступает в конденсатор, где поддерживается глубокий вакуум. Пар из отборов турбин используется для регенеративного подогрева конденсата отработавшего пара и питательной воды парового котла. Температура подвода теплоты может быть разной, зависит от типа котла, в то же время, температура отвода теплоты в конденсаторе пара поддерживается на уровне примерно 30-35°С. При постоянной температуре отвода теплоты КПД ПТУ определяется температурой подвода теплоты. В то же время температура подвода теплоты по прочностным требованиям металла труб ограничивается значением 540°С, при которой КПД ПТУ будет находиться в диапазоне от 41 до 45% (рис.1)

Рисунок 1 - Зависимость КПД от температуры подвода теплоты в цикле Ренкина

DOI:10.60797/IRJ.2024.145.27.1

Дальнейшее повышение КПД термодинамического цикла за счет увеличения температуры подвода теплоты до значений, превышающих 1000⁰С, возможно при переходе к бинарному циклу Брайтона-Ренкина, осуществляемому в парогазовой установке (ПГУ). В ПГУ теплота отработавших газов ГТУ используется в ПТУ для выработки пара. В ГТУ атмосферный воздух сжимается до 1,5-2,0 МПа, в процессе сгорания температура газов достигает высоких температур (1200-1500°), газы поступают в газовую турбину, после турбины отработавшие газы с температурой 550-620 °С могут использоваться в ПТУ, заменяя паровой котел и регенеративную установку паровой турбины. Современные ГТУ имеет высокий КПД (36-38%), стоимость ГТУ существенно ниже, чем ПТУ, они имеют меньшие габаритные показатели, большую приемистость, легче автоматизируются и не требуют большого количества охлаждающей воды. Использование в качестве топлива природного газа ГТУ позволяет длительно сохранять их работоспособность

[5]

,

[6]

.

Совместное использование ГТУ и ПТУ в ПГУ повышает эффективность ПГУ, в частности, повышает КПД брутто (55-60%). снижает удельную стоимость капитальных вложений, сокращает потребность в охлаждающей воде, повышает приемистость

С учетом отмеченных достоинств ПГУ важной задачей для отечественной энергетики является перевод ПТУ ТЭС, работающих на природном газе, в ПГУ. Среди многочисленных вариантов ПГУ можно выделить два варианта ПГУ: с дожиганием выбросных газов от турбины в паровом котле и ПГУ с КУ без дожигания

В варианте с дожиганием учитывается тот факт, что отработавшие газы турбины содержат примерно 16-18% об. кислорода и могут использоваться в качестве окислителя при сжигании топлива в паровом котле. Схема ПГУ с дожиганием газов от турбины в паровом котле представлена на рис. 2

В ПГУ с дожиганием газов ГТУ в паровом котле ПТУ (рис.2) газотурбинная установка оснащается компрессором 1, камерой сгорания 2 и газовой турбиной 3. Отработавшие в ГТУ газы поступают на дожигание в паровой котел 4. Пар, вырабатываемый в котле 4, поступает в пароперегреватель 5 и далее – на расширение в паровой турбине 6. Из турбины 6 пар отправляется в конденсатор 7, а образовавшийся конденсат насосом 8 подается в регенеративную установку 9 и далее – в паровой котел 4.

ПГУ с дожиганием была разработана специалистами ЦКТИ, ЭНИН и ВТИ и была реализована на ряде паротурбинных ТЭС в СССР

В схеме ПГУ с КУ без дожигания паровая турбина обычно вырабатывает от одной трети до половины мощности всей энергоустановки. Схема основных тепловых потоков такой ПГУ представлена на рис.3

Рисунок 2 - Схема основных тепловых потоков ПГУ: 

QГ – тепловая мощность сжигаемого газа; QКУ – тепловая мощность отработавших газов ГТУ; Qконд – тепловая мощность, передаваемая воде в конденсаторе пара; NГТУ – внутренняя мощность ГТУ; NПТУ - внутренняя мощность ПТУ; QУХ – тепловая мощность, теряемая с уходящими газами и потерями в окружающую среду

DOI:10.60797/IRJ.2024.145.27.2

Выражение для внутреннего КПД ПГУ с учетом рис.3 можно представить в следующем виде

[9]

ƞпгу = (NГТУ + NПТУ)/QГ = ƞпгу + (NПТУ·QКУ)/(QКУ·QГ).

После преобразований получим:

ƞпгу = (NГТУ + NПТУ)/QГ = ƞггу + ƞпгу (1– ƞгту – ∑qпот).

Следовательно, для достижения высоких значений мощности ПТУ необходимо организовать передачу теплоты от газов паротурбинному циклу - при максимальном приближении кривой температуры подвода теплоты к кривой температуры газов в КУ (рис.4)

Компоновка КУ выполняется в виде вертикальной шахты или горизонтального диффузора, размещаемых непосредственно после ГТ. Внутри диффузора последовательно подвешиваются вертикальные пакеты контуров генерации пара, преимущественно, барабанного типа. Таких контуров может быть несколько. В бинарной схеме ПГУ котлы-утилизаторы термодинамически связывают газотурбинный и паротурбинный циклы, в которой теплота отработавших в газотурбинной установке (ГТУ) газов используется для генерации пара ПТУ. Невысокая температура отработавших газов ГТУ (500–650°С) определяет конвективный теплообмен при небольших температурных напорах

Рисунок 3 - Процесс теплообмена в одноконтурном КУ в T-s-координатах

Примечание: составлено по [12]

DOI:10.60797/IRJ.2024.145.27.3

Количество утилизируемой теплоты Q и глубина охлаждения отработавших в ГТУ газов ΔТ = Тгту – Тух (рис. 4) зависят от температурного напора на «холодном» конце испарителя ∆tисп, недогрева воды до кипения Δtндг в водяном экономайзере и температурного напора на «горячем» конце пароперегревателя Δtпе, определяющих температуру газов перед испарителем. Необходимо отметить, что температура питательной воды tпв оказывает слабое влияние на температуру уходящих из КУ газов Тух и не влияет на паропроизводительность, зависящую от количества утилизируемой теплоты на участках генерирующего контура. Паропроизводительность зависит от температуры насыщения пара ts, температурного напора на «горячем» конце пароперегревателя Δtпе, недогрева воды до кипения в экономайзере Δtндг и температурного напора на «горячем» конце пароперегревателя Δtпе.

При увеличении площади поверхностей нагрева КУ количество утилизируемой теплоты газов и температуры газов имеют конечные значения, но количество передаваемой теплоты на перегревательном, испарительном и экономайзерном участках увеличивается и кривая изменения температуры по поверхностям экономайзера, испарителя и перегревателя становится выше, приближаясь к кривой изменения температуры газов.

Достижение высокой паропроизводительности при малых температурных перепадах возможно при развитой поверхности теплообмена с газовой стороны, поскольку коэффициент теплоотдачи с газовой стороны на 2 порядка ниже, чем аналогичный показатель для обогреваемой среды. Решить проблему увеличения поверхности теплообмена можно за счет наружного оребрения теплообменных труб.

Температура газов на выходе из котла-утилизатора увеличивается с повышением давления пара. Она может быть уменьшена при охлаждении газов в дополнительных контурах генерации пара с более низкими давлениями и температурами, которые обусловлены рабочим процессом в паровой турбине. Это обеспечивает снижение температуры уходящих газов и повышение мощности паровой турбины.

При увеличении числа контуров котла-утилизатора КПД парового контура паросиловой части ПГУ возрастает от 26,75 (при одном контуре) до 29,90 % (при трех контурах)

Рисунок 4 - Влияние конфигурации ПГУ с ГТУ мощностью 200 МВт на КПД и мощность ПГУ: 

1 и 2 – КУ с двумя и тремя давлениями генерации пара; 3 и 4 – КУ с двумя и тремя давлениями генерации пара и промежуточным его перегревом; 5 и 6 – КУ с двумя и тремя давлениями выше критического значения и промежуточным перегревателем пара

DOI:10.60797/IRJ.2024.145.27.4

Для современных двухконтурных ПГУ с КУ характерны более высокая начальная температура газа перед ГТ (1200…1350 °С) и высокая температура отработавших газов (около 550 °С). Принципиальная тепловая схема ПГУ с двухконтурным КУ представлена на рис.6

[6]

.

Рисунок 5 - Принципиальная тепловая схема ПГУ с двухконтурным КУ: 

1 – компрессор; 2 – камера сгорания; 3 – газовая турбина; 4 – котел-утилизатор; 5 – паровая турбина; 6 – конденсатор; 7 – насос; 8 – подогреватель низкого давления; 9 – деаэратор; 10 – питательный насос; 11 – водяной экономайзер; 12 – барабан; 13 – испаритель; 14 – пакет пароперегревателя

Примечание: 5-8/0,5-0,7 МПа

DOI:10.60797/IRJ.2024.145.27.5

Процесс в ПГУ с двухконтурным КУ осуществляется следующим образом (рис.6). Воздух нагнетается компрессором 1 в камеру сгорания 2. Продукты сгорания с температурой 1200 °С поступают в газовую турбину 3 и затем, после свершения работы, – в котел-утилизатор 4. При движении в КУ газы последовательно отдают свою теплоту пакетам генерации 13 и перегрева пара 14, как в паровом котле, а в хвостовой части тракта – подогреватель низкого давления 8, замещающий регенеративные подогреватели паротурбинной установки. В зоне самых высоких температур КУ расположен пакет пароперегревателя 14, далее, по ходу газов – испаритель 13, заменяющий контур естественной циркуляции в барабанном котле. Далее, по ходу газов размещены водяной экономайзер 11 и подогреватель низкого давления 8. В водопаровом тракте осуществляется следующий процесс. Острый пар из перегревателя 14 поступает в турбину 5, расширяется в турбине, конденсируется в конденсаторе 6, далее, насосом 7 конденсат подается в подогреватель низкого давления 8 и далее в деаэратор 9. Питательный насос 10 подает воду через водяной экономайзер в барабан 12, соединенный с испарителем 13. Образовавшийся пар из барабана 12 поступает в пароперегреватель 14 и далее – в паровую турбину 5.

Высокоэкономичные ПГУ выполняются трехконтурными, в них начальная температура газа перед газовой турбиной достигает 1350 °С и выше

Рисунок 6 - Принципиальная тепловая схема ПГУ с трехконтурным КУ и промежуточным перегревателем пара: 

1 – компрессор; 2 – камера сгорания; 3 – газовая турбина; 4 – цилиндр высокого давления паровой турбины; 5 – цилиндра низкого давления паровой турбины; 6 – конденсатор пара; 7 – конденсатный насос; 8 – барабан контура высокого давления; 9 – барабан контура среднего давления; 10 – барабан контура низкого давления; 11 – котел – утилизатор; 12, 14 – пароперегреватели контура высокого давления; 13 – промежуточный пароперегреватель; 15, 18 – испарители контуров высокого и среднего давления; 16 – пароперегреватель контура среднего давления; 17, 20 – поверхности водяного экономайзера контура высокого давления; 19 – пароперегревателе контура низкого давления; 21 – водяной экономайзер среднего давления; 22 – испаритель контура низкого давления; 23 – водяной экономайзер контура низкого давления; 24, 25 – питательные насосы соответственно контуров высокого и среднего давления

Примечание: 12-15/2,0-3,5/0,4-0,6 МПа

DOI:10.60797/IRJ.2024.145.27.6

Компрессор 1 нагнетает воздух в камеру сгорания 2, продукты сгорания направляются в газовую турбину 3 (рис.7). Отработавшие в ГТ газы поступают в котел-утилизатор 11. Процесс генерации пара ПТУ осуществляется в КУ. Отработавший пар цилиндра низкого давления (ЦНД) турбины 5 поступает для конденсации в конденсатор пара 6, далее конденсат насосом 7 прогоняется через водяной экономайзер 23 и далее – в барабан контура низкого давления 10. Пар из барабана 10 направляется в пароперегреватель 19 и далее – на вход в середину ЦНД паровой турбины 5. Барабан 10 одновременно является деаэратором, и подготовленная в нем питательная вода обеспечивает питание всех контуров котла. Часть питательной воды испаряется в испарителе низкого давления 22, образовавшийся пар перегревается в пароперегревателе НД 19 и затем с параметрами 0,4 МПа и 207 °С поступает в ЦНД паровой турбины 5. Остальная часть питательной воды поступает к питательным насосам среднего 25 и высокого давления 24. Питательная вода насосом 25 подается в экономайзер 21, далее – в барабан контура среднего давления 9, который оснащен испарителем 18. Образовавшийся пар из барабана 9 поступает в пароперегреватель 16 и далее с параметрами 2,8 МПа и 295 °С этот пар направляется на смешение с паром от ЦВД паровой турбины 5 и далее – к поверхности 13 промежуточного пароперегревателя среднего давления, и из него с температурой 520 °С поступает на вход в ЦНД паровой турбины 5.

Питательный насос высокого давления 24 подает воду на последовательно расположенные поверхности 20 и 17 водяного экономайзера контура высокого давления, создавая давление воды в барабане контура высокого давления 8, примерно, до 12 МПа. Барабан 8 оснащен испарителем 15. Образовавшийся пар из барабана 8 поступает в пароперегреватель высокого давления, образованный последовательно соединенными поверхностями 14 и 12, после которых свежий пар с параметрами 10,6 МПа и 520 °С направляется в ЦВД паровой турбины 5

Таким образом, в паровую турбину, состоящую из ЦВД и ЦНД поступают три потока пара: свежий пар, вторично перегретый пар с параметрами 2,5 МПа и 520 ⁰С и пар низкого давления с параметрами 0,4 МПа и 207 ⁰С. В итоге трехконтурная ПГУ с промежуточным перегревом пара имеет высокий КПД, примерно 54%

Несмотря на то, что в мире накоплен опыт строительства ПГУ, в России реализация перехода на парогазовые установки затруднена из-за ряда факторов, основными из которых являются отставание в импортозамещении современного оборудования отечественными предприятиями энергомашиностроения и ограниченность собственных ресурсов энергокомпаний для капиталоемких проектов.

Низкая экономическая эффективность в сфере производства электроэнергии, главным образом, обусловлена физическим и моральным износом оборудования, отсутствием своевременных инвестиций на замену и модернизацию изношенных генераций и сетей. В 2010 году была разработана программа договоров о предоставлении мощности (ДПМ)

В рамках ДПМ-1 за период 2010-2020 гг. было введено почти 30 ГВт новых мощностей, в основном, с применением импортного оборудования, одновременно, было выведено из ЕЭС около 9,5 ГВт неэффективных мощностей

По итогам 2018 г. энергоемкость ВВП в России снизилась на 12% по отношению к аналогичному показателю 2007 г., что свидетельствует об отставании фактических темпов ее снижения от запланированного уровня (за 10 лет – не менее 40%)

В 2019 году Правительство РФ одобрило программу ДПМ-2 на срок до 2035 года, в которой отбор альтернатив осуществляется по новой схеме: 85% по результатам конкурсного отбора на основе минимальных затрат на производство электроэнергии, а остальные 15% по решению Правительственной комиссии. Основной задачей указанной программы является обновление (модернизацию) 41 ГВт мощностей, выслуживших свой ресурс (старше 45 лет). Преследуются также цели – снижение операционных затрат, повышение тепловой экономичности и продление ресурса модернизированных электростанций на 15-20 лет

Согласно энергетической стратегии России одним из целевых показателей программы модернизации электроэнергетики России является увеличение установленной мощности ТЭС, работающих на природном газе, с применением передовых технологий на основе ПГУ. В соответствии с Распоряжением Правительства РФ от 01.07.2021 г. №1793-р на ряде ТЭС (Каширской ГРЭС, Саратовской ТЭЦ-2, Сургутской ГРЭС и Новочеркасской ГРЭС) к 2027 году запланировано строительство ПГУ общей мощностью около 1500 МВт

До 2022-2023 гг. обновление генерирующих мощностей происходило за счет применения в ПГУ мощных газовых турбин (до 500 МВт) иностранного производства. Зависимость России от импорта газовых турбин и комплектующих составляла более 90%. Наложенные санкции перекрыли доступ к основным поставщикам газотурбинного оборудования. Прежде главными поставщиками таких турбин для нашей страны были немецкая компания «Сименс», американская «Дженерал Электрик», французская «Алстом», японская «Мицубиши». Фирма «Дженерал Электрик» с 19 июня 2023 года, после введения расширенных санкций США, прекратила обслуживать в России газовые турбины на ТЭС. Раньше компания ремонтировала их, поставляла запчасти, проводила удаленный мониторинг и консультировала российских специалистов.

В связи с тем, что отечественное машиностроение не освоило выпуск мощных газовых турбин, ряд проектов по программе ДПМ оказались отложенными. Среди таких проектов оказался ПГУ-850 Заинской ГРЭС, контракт был подписан 03.09.2020 г. с Турецкой фирмой «Энка». ПГУ в составе сверхмощной газовой турбины GE9HA/02 мощностью более 500 МВт, КУ, паровой турбины D650 мощностью более 350 МВт, как было заявлено поставщиком, имеет рекордный КПД, порядка 64%. Однако, оборудование фирмы США General Elektric из-за санкций в 2023 году не было поставлено в Россию

ПАО «ОДК-Сатурн», входящее в госкорпорацию «Ростех», завершила испытания собственной, первой в России серийной газовой турбины большой мощности ГТД-110М и планирует к концу 2023 года запустить серийное производство газовых турбин ГТД-110М мощностью 90–130 МВт – по две турбины ГТД-110М в год, а к 2025 году – модернизировать ГТУ, увеличив ее мощность до 170 МВт

Ленинградский металлический завод, входящий в ООО «Русские Газовые Турбины», освоил выпуск газотурбинной электростанции ГТЭ-170 мощностью 170 МВт.

Создание новых ПГУ мощностью более 300 МВт является необходимым важным шагом в возрождении отечественного энергетического машиностроения.

С 1990 до 2010 года недостаток инвестиционного капитала привел к снижению технологического уровня генераций и опасному старению основных фондов. Объем неэффективных (выработавших ресурс) мощностей достиг 80%, удельный расход условного топлива на ТЭС вырос до 330 г/кВт·ч, в то время как на ТЭС в развитых странах он составляет 250 г/кВт·ч. Обновление 15% генераций ТЭС, произведенное в 2010-2017 гг. по программе ДПМ-1, оказалось на 50% дороже такого же обновления, если бы оно было осуществлено с использованием прямых инвестиций.

С целью повышения энергоэффективности генераций по программам ДПМ обновление и модернизация паротурбинных установок, работающих на газе, производится путем перевода их на парогазовые установки. При этом лучшими показателями характеризуются ПГУ на основе мощных (более 300 Мыт) газотурбинных установок и котлов-утилизаторов с несколькими контурами (давлений) генерации пара, с промежуточными пароперегревателями. Лучшие ПГУ позволяют достигнуть КПД брутто 54-56%.

Программа ДПМ-2, принятая в 2017 году, предусматривала модернизацию 20% генераций ТЭС на период до 2035 года. Однако цена ввода новых мощностей оказалась в 1,5 раза выше заложенной в проект инвестиционной программы РАО «ЕЭС России». Кроме того, зависимость России от импорта газовых турбин и комплектующих составляла более 90%, что затормозило реализацию проектов обновления мощностей на ряде ТЭС. Наложенные санкции перекрыли доступ к основным поставщикам импортного газотурбинного оборудования.

Отечественное машиностроение своевременно не освоило выпуск газовых турбин большой мощности, что связано, с одной стороны, с кажущейся доступностью зарубежных рынков энергетического оборудования, с другой стороны, с недостатком инвестиций у российских крупных игроков энергорынка из-за сильной монополизации экономики и с особенностями тарифного регулирования. В результате на ряде ТЭС возникли трудности выполнения программы ДПМ-2, которые решаются отечественным машиностроителями. В настоящее время изготовление мощных газовых турбин производится корпорацией «Ростех» и ООО «Русские Газовые Турбины». К исследованиям и испытаниям в области разработки новых технологий в данной области привлечены десятки организаций, с которыми заключены более 50 договоров.