Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) является одним из базовых секторов экономики России и основой для реализации программы дальнейшего социально-экономического развития страны. Выбор стратегически правильных решений по развитию топливно-энергетического комплекса в целом, и электроэнергетики в частности, имеет решающее значение для энергетической безопасности страны.
Ее основные положения, изложенные в «Энергетической стратегии России до 2020 г.» гласят:
• к 2015 г. ожидаемый уровень электропотребления составит 1160−1460 млрд. кВтч, и потребления тепла — 1880−2070 млн. Гкал.
• в связи с ростом электропотребления к 2015 г. планируется ввод 66,6 млн. кВт генерирующих мощностей;
• в структуре мощностей ТЭС в период до 2015 г. будет возрастать доля малых высокоэффективных парогазовых и газотурбинных установок, в том числе на местных (мелких) ресурсах газа;
• структура топлива для ТЭС будет изменяться. Доля газа в топливно-энергетическом балансе превысила пределы допустимого уровня энергетической безопасности. При общей доле газовой составляющей в топливном балансе ТЭС «60 — 65%, в Европейской части она превышает 80%. По прогнозу, удельный вес газа в структуре топливопотребления ТЭС после замены его углем составит к 2015 г.- 45%. Соотношение угля и газа будет определяться конъюнктурой цен на них, и политикой государства в использовании различных видов топлива.
• Экспорт нефти и газа является основным источником валютных поступлений страны и составляет примерно 40% в ее доходной части. Вместе с тем необходим переход от «преимущественного экспорта первичных энергоносителей к более широкому экспорту продуктов их переработки. «.
• Важной задачей является сбалансированность лимитов потребления топливно-энергетических ресурсов бюджетными потребителями всех уровней и средств для их оплаты. Нужно добиться обеспечения лимитов строго на базе нормативов потребления ТЭР в государственном секторе экономики.
Целью настоящего исследования является разработка методов и технических решений по определению эффективности парогазовых установок в условиях лимитированного потребления топлива. Основными задачами, подлежащими исследованию, являются:
1. разработка методики выбора эффективных типов ПГУ для разных условий топливообеспечения;
2. построение энергетических характеристик конденсационных ПГУ при разных программах регулирования;
3. определение сравнительной эффективности различных типов ПГУ при новых условиях топливообеспечения;
4. определение экономической эффективности конденсационных ПГУ с использованием интегральных показателей.
В диссертации разработаны методические положения выбора эффективных типов ПГУ в новых условиях топливообеспечения. Проведены теоретические исследования возможности участия ПГУ в покрытии переменного графика электрических нагрузок. Научная новизна результатов исследования:
1. На основе положений теории векторной оптимизации разработана методика определения эффективности конденсационных ПГУ при разных условиях топливообеспечения. Получены аналитические выражения для определения эффективности ПГУ в условиях неограниченных поставок природного газа, при лимитированном потреблении природного газа и в условиях ограниченных поставок природного газа и второго вида топлива (мазут, уголь).
2. Построены энергетические характеристики конденсационных ПГУ при разных программах регулирования нагрузки. Установлены возможные способы снижения нагрузки разных типов ПГУ.
3. Для оценки КПД парогазовых установок введен коэффициент, учитывающий долю наиболее дорогого дефицитного вида топлива (природного газа) в топливном балансе ПГУ.
4. Определена эффективность разных типов конденсационных ПГУ в разных условиях топливообеспечения.
Практическая значимость: Проведены исследования эффективности конденсационных ПГУ при разных условиях топливообеспечения. Доказана целесообразность сооружения бинарных ПГУ в условиях неограниченных поставок природного газа. Показано изменение основных показателей ПГУ при разных программах регулирования нагрузки. Проведены расчеты сравнительной эффективности ПГУ с использованием интегральных показателей. На защиту выносятся:
1. Методика выбора эффективных типов ПГУ с учетом условий топливообеспечения.
2. Результаты расчетов показателей ПГУ при разных способах регулирования нагрузки.
3. Сравнительная эффективность ПГУ при разных условиях топливообеспечения.
Достоверность результатов и выводов диссертационной работы обоснована использованием методологии теории векторной оптимизации, применением метода дифференциальных уравнений, для получения аналитических выражений взаимосвязанных процессов паровой и газовой частей ПГУ. Результаты и выводы исследования коррелируются с имеющимися данными других исследований.
Изложенные в диссертации материалы и результаты исследований опубликованы в [3, 4, 5, 62, 63, 80, 120], докладывались и обсуждались на научнотехнических конференциях и семинарах Саратовского государственного технического университета в 1997;2002гг. (г. Саратов) — на межвузовской научной конференции «Проблемы повышения эффективности и надежности систем те-плоэнергоснабжения» (г. Саратов, 1−3 ноября 1999 г.), на Всероссийской конференции «Энергетика Поволжья — проблемы развития» (г. Пенза, 24−25 мая 2001 г.).
Разработанные в диссертации методические положения и результаты исследования эффективности конденсационных ПГУ в условиях ограниченных поставок топлива могут быть использованы при выборе условий топливообес-печения и технико-экономическом обосновании реконструкции газомазутных конденсационных блоков большой мощности газотурбинными надстройками, проектировании бинарных парогазовых установок. Расчетные зависимости при разных программах регулирования электрической нагрузки могут учитываться при планировании работы станций в переменной части графика электрических нагрузок.
Автор благодарит своего научного руководителя Заслуженного деятеля науки и техники РФ, Лауреата Премии Правительства РФ в области науки и техники, д.т.н. проф. Аминова Р. З., к.т.н. с.н.с. Шкрета А. Ф., а также всех сотрудников кафедр «Теплоэнергетика», «Тепловые электрические станции» Саратовского Государственного Технического Университета, Отдела Энергетики Поволжья Саратовского Научного Центра РАН за оказанную помощь, и критические замечания, высказанные при подготовки диссертации. Особую признательность автор выражает руководству и работникам ОЭС «Средняя Волга», ОАО «Саратовэнерго» и Саратовской ТЭЦ-5, оказавшим содействие при получении необходимой информации.
0.1 Анализ современного развития топливно-энергетического комплекса.
России.
Россия — крупнейшая мировая держава по запасам и добыче природного газа. На ее долю приходится треть мировой добычи «голубого топлива» [21]. Его разведанные запасы в стране составляют 50 трлн. м3, потенциальные -100.
3 3 трлн.м. Из них 36,8 трлн. м (77,5%) приходится на Западную Сибирь. По нефти Россия на втором месте, а по запасам угля на третьем месте в мире. Инвестиционная емкость недр Российской Федерации по разведанным запасам и прогнозируемым ресурсам минерального сырья составляет 147−170 млрд. дол. США, из которых 100−110 млрд. дол, — нефть и газ, 47−60 млрд. дол. — минеральное сырье, включая уголь [112].
В последние годы требуемые уровни добычи газа обеспечивались главным образом за счет месторождений — гигантов Надым-Пур-Тазовского района о.
НПТР) (Уренгой, Ямбург). Этот район в 1995 г. дал 520 млрд. м, а все остальные районы России — 75 млрд.м. При необходимости добычу газа здесь можно л увеличить до 600−650 млрд. м /год. Однако в любом случае в период до 2005 г. район НПТР перейдет в режим падающей добычи. Причинами падающей добычи газа на действующих месторождениях, отставания в обустройстве и освоения новых газовых площадей стали недостаточное финансирование новых проектов, и неплатежи потребителей на внутреннем рынке. Прогнозируемое окончание спада промышленного производства, приведет к новому перспективному развитию газовой отрасли. Планируется увеличение добычи газа за счет месторождений Западно-Арктической зоны. В первую очередь здесь можно осваивать Ямал и Штокмановское месторождение (на шельфе Баренцева моря). Максимально возможный уровень добычи газа на Ямале — до 250 млрд.
3 3 м /год, на Штокмановском месторождении — 100−150 млрд. м /год. В 2020 г. суммарный требуемый (минимальный) объем добычи газа в регионе должен составить 340 млрд. м /год, т. е. к 2020 г. газ должен добываться и на Ямале, и на шельфе [52].
Россия является основным поставщиком газа на европейский рынок. Крупнейшие импортеры российского газа — Германия, Италия, Франция, а также ряд стран СНГ. В 1995 г. ОАО «Газпром» заключил контракты на экспортную поставку газа до 2010 г. на 185 млрд. дол. Это позволит обеспечить до 25% инвалютных поступлений. По прогнозам, в ближайшие 15−20 лет экспорт в Европу (кроме СНГ) увеличится до 160−190 млрд. м3/год (уровень 2010 г.) и 220−260 у млрд. м (уровень 2020 г.), в том числе в дальнее зарубежье к 2010 г. до 135−155 млрд. м3. В 1999 г. Россия, через ООО «Газэкспорт», экспортировала 188,788 млрд. м природного газа. Больше всего газа экспортировалось на Украину.
О л л.
52 807 млн. м), Германию (34 669,7 млн. м), Италию (19 790,5 млн. м). В перспективе спрос на российский газ в странах Западной Европы будет расти на 23% в год. Поставки российского газа в Западную Европу будут осуществляться через традиционных партнеров «Газпрома» — немецкие фирмы Wingas и Ruhr-gas. Такая схема приносит «Газпрому» прибыль в 29,9 дол. за 1000 м. Планируется реализация российско-турецкого газового проекта «Голубой поток» -трансчерноморской газовой магистрали в Турцию, часть которой будет проходить по дну Черного моря, с ежегодной поставкой в Турцию около 16 млрд. м сибирского газа. Россия может внести существенный вклад в удовлетворение растущих потребностей Китая, Японии, Южной Кореи и других стран северовосточной части Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР). Преимущество России в этом районе состоит в том, что она может обеспечить поставки не сжиженного, а трубопроводного газа. Это может дать определенный экономический эффект и повысить надежность газоснабжения при создании единой газотранспортной системы АТР. Здесь возможности продажи российского газа на уровне 2010 г. составляют 30−70 млрд. м3- на уровне 2020 г.- 50−100 млрд. м3. 18, 45,46,128,129].
Экспортная топливная политика, кроме валютных поступлений, позволит выступить России в качестве консолидирующего начала в формировании единого евроазиатского энергетического пространства. Однако экспорт топливных ресурсов не должен сводиться к перекачиванию относительно дешевого ископаемого сырья за рубеж. Необходимо постоянно увеличивать в экспорте долю продуктов глубокой переработки сырья, качественных и дорогих нефтепродуктов, химических товаров и электроэнергии. В рассматриваемый период будет осуществляться транзит природного газа центрально-азиатских государств (в первую очередь Туркмении) и импорт его для газоснабжения южных регионов России [1, 39, 64, 101]. Предварительные исследования показали, что оптимальное распределение потоков топлива может давать экономию топливных издержек в пределах до 18% [3].
Доля газа в топливно-энергетическом комплексе России занимает более 50%. Для обеспечения энергетической безопасности страны, а также развития других отраслей топливно-энергетического комплекса, в частности угольной, необходимо, чтобы доля газа в балансе энергоносителей не превышала 42% [23]. За период 1991;1999 гг., сопровождавшийся кризисными явлениями в экономике, потребление органического топлива на ТЭС России сократилось (в условном исчислении) более чем на 100 млн. т.у.т. В результате высвободились дополнительные ресурсы газа для целей экспорта [68].
В структуре производства электроэнергии в России, газ занимает 41,7%- уголь — 18,8%- гидроэнергия — 19,7%- АЭС — 12,9%- нефть — 5,7%- прочие -1,2%. Доля природного газа в энергетике России превысила пределы допустимого уровня безопасности по диверсификации (разнообразия) и составляет в топливном балансе ТЭС ~ 60 — 65%, а в европейской части она превышает 80%. В результате этого снизились доли атомной энергетики, гидроэнергетики, но особенно существенно — угольная составляющая [85].
В 1999 г. было добыто 590,7 млрд. м3 газа, на 0,73 млрд. м3 меньше чем в 1998 г. Главная причина падения добычи природного газа заключается в отставании ввода новых газодобывающих мощностей. Для обеспечения стабильных поставок газа в зимний период 1999;2000гг. в подземных хранилищах были о созданы запасы товарного газа в объеме 57,4 млрд. м, что значительно больше запасов предыдущих лет. Тем не менее, дефицит ресурсов газа в настоящее время превышает 20 млрд.м. Причин создавшегося в газовой отрасли положения, по мнению Минтопэнерго России две: прогрессирующие на протяжении ряда лет неплатежи потребителей за поставляемый газ и затянувшаяся «газовая пауза», не позволявшая в период 1996;1999г. поднять цены на газ для российских потребителей [105]. В августе 1999 г. ОАО «Газпром» выступило с предложением сократить газовую составляющую в топливном балансе страны с 51 до 40%. В основном это сокращение затронет электроэнергетику, т.к. доля газа, в используемом ею топливе, достигает 60 — 65% [27, 39]. Сокращение отпуска природного газа, со стороны АО «Газпром», в энергосистемы приводит к сжиганию резервного топлива — мазута, а также к снижению отпуска электроэнергии и теплоэнергии. В энергосистемах топливообеспечение ТЭС осуществляется за счет 2-х составляющих: газа природного, как основного вида топлива и мазута топочного, как резервного. Поставка газа осуществляется газоснабжающими организациями по сетям газораспределительных организаций, согласно выделенных лимитов, на основе договоров. Поставка мазута топочного и других видов нефтепродуктов осуществляется по заключаемым договорам с нефтеперерабатывающими и прочими предприятиями нелимитированно. Получаемое топливо используется для текущего потребления и накопления резервов.
Так в ОАО «Саратовэнерго» в 1999 г. поставка газа осуществлялась газоснабжающими организациями: СФ ООО «Межрегионгаз» и АО «Газсбытсер-вис» по сетям газораспределительных организаций (АО «Саратовгаз», АО" Саратовоблгаз"). Для своих нужд ОАО «Саратовэнерго» в 1999 г. приобретало другие виды нефтепродуктов, такие как: бензин, дизельное топливо и битумы в твердых и жидких формах.
Под установленные задания по выработке тепловой и электрической энергии на ТЭЦ необходимы были следующие объемы топлива: -природного газа — 2401,8 млн. м3- -мазута топочного — 141,1 тыс. тонн.
Однако ОАО «Газпром» через ООО «Межрегионгаз» выделил 1508,4 млн. м3, т. е. 63% от потребного. Поставка мазута топочного и других видов нефтепродуктов осуществлялась по заключенным договорам с АО «Сиданко», ЗАО «По-волжско-Каспийский Центр», АО «Саратовнефтепродукт», АО «СНПЗ», городской администрацией. Жидкое топливо поступало на электростанции ОАО «Саратовэнерго» по железнодорожным путям, а в части светлых нефтепродуктов, как по железной дороге, так и самовывозом. Получаемое топливо использовалось для текущего потребления и накопления резервов. Запасы мазута топочного на начало 1999 г. составили 55 628 тонн. На 01.01.2000 остаток мазута составил 7623 тонн. Уменьшение запасов мазута было вызвано недопоставкой требуемых объемов природного газа, что привело к сжиганию мазута.
Несмотря на строго лимитируемые поставки газа, ТЭС всегда были готовы в контрольные часы рабочих дней востребовать собственный резерв 78,6 МВт и более, до включенной мощности 950−1020 МВт в экстремальных ситуациях, для поддерживания частоты в ОЭС и жестко задаваемого перетока мощности сальдо за счет сжигания мазута. Объем покупной электроэнергии с ФОРЭМ составил за 1999 г. 5 808 440 тыс. кВт-ч или 96,1% от объема, предусмотренного утвержденным балансом. Сальдо-переток мощности с 6%-ным резервом составил 824,5 МВт или 77,8% от заявленной величины. Превышение договорного сальдо-перетока электроэнергии с ФОРЭМ объясняется сокращением договорных объемов поставки газа на ТЭЦ ОАО «Саратовэнерго» газоснабжающими организациями до 50% от требуемой величины. Несмотря на повышение интенсивности проводимых отключений электроэнергии по местным графикам и введением ограничений потребителям электроэнергии, выдерживать запланированные объемы с учетом установленных ограничений покупки на ФОРЭМ не удалось. Единичные случаи превышения договорного перетока мощности сальдо также обусловлены дефицитом резервного топлива (мазута) при строго лимитируемых поставках газа и невозможностью отключить потребителей более 20% от Ртах длительностью более 1 часа при погодных аномалиях.
В 1999 году нагрузка электрической и тепловой энергии имела максимальное значение в осенне-зимний период и снижалась в весенне-летний период. На рис. 0.1 показана динамика годового производства электрической и тепловой энергии в ОАО «Саратовэнерго» в 1999 г. месяц.
-¦-э/энергияпт/энергия.
Рис. 0.1 Динамика производства электроэнергии и теплоэнергии по месяцам.
1999 г. ОАО" Саратовэнерго" .
Потребление природного газа на ТЭЦ совпадает с графиком производства электрической и тепловой энергии. Потребление мазута не прекращалось в течение всего года, из-за недопоставок природного газа. По этой причине наблюдался пик потребления мазута в сентябре и ноябре. На рис. 0.2 показана динамика потребления топлива в ОАО" Саратовэнерго" в 1999 г.
400 000 350 000 300 000 250 000 200 000 Н 150 000 100 000 50 000 0 газомазут-суммарное потребление I.
Рис. 0.2 Потребление топлива в ОАО «Саратовэнерго» в 1999 г.
Отсутствие топлива привело к уменьшению отпуска тепловой энергии на всех электростанциях ОАО «Саратовэнерго» от 3,9% до 16,6% от запланированного. По этой же причине на некоторых электростанциях была снижена выработка электроэнергии от 0,4% до 13,5%. Выполнение годового задания по производству тепловой энергии показано на рис. 0.3, а электрической энергии — на рис. 0.4.
Вынужденное снижение генерации ТЭС с минимальной конденсационной мощностью по договоренности с ОДУ Средней Волги засчитано в качестве резерва (62,5 МВт), а остальная часть (114 МВт) отнесена к дополнительным ограничениям сверх согласованных с ОРГРЭС. Для ТЭЦ-5 подтвержден собственный резерв, в связи с возможностью его востребования в любой момент по указанию диспетчера за счет дополнительного сжигания мазута.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 месяц.
3000 2800 + 2600 2400 2200 2000 1800 1600 1400 u 1200.
ГРЭС ТЭЦ-1 ТЭЦ-2 ТЭЦ-3 ТЭЦ-4 ТЭЦ-5.
I Задание ¦ Отчет.
Рис. 0.3 Выполнение годового задания по отпуску тепловой энергии за 1999 г. в.
ОАО «Саратовэнерго». н и S.
1900 1800 1700 41 600 -1500 1400 ± 1300 1200 1100 1000 900 800 + 700 600 500 400 300 + 200 100 0.
ГРЭС ТЭЦ-1 ТЭЦ-2 ТЭЦ-3 ТЭЦ-4 ТЭЦ-5.
Задание ¦ Отчет.
Рис. 0.4 Выполнение годового задания по производству электрической энергии за 1999 г. в ОАО «Саратовэнерго» .
Из-за отсутствия топлива снижался отпуск тепла с горячей водой. Температура прямой сетевой воды была ниже заданной по графику на 35 — 40 °C. Причины, вызвавшие ограничения мощности:
— снижение тепловых нагрузок турбин типа «Р», «ПТ», «Т» и турбин, работающих с ухудшенным вакуумом -154 МВт, в том числе.
ТЭЦ-1 — 2 МВт.
ТЭЦ-2 — 8 МВт.
ТЭЦ-3 — 52 МВт.
ТЭЦ-4 — 41 МВт.
ТЭЦ-5 — 51 МВт.
— работа турбоагрегатов со сниженными параметрами пара — 90 МВт в том числе: ГРЭС — 3 МВт.
ТЭЦ-1 — 3 МВт.
ТЭЦ-4 — 84 МВт.
— по условиям охраны воздушного бассейна:
ТЭЦ-2 -84 МВт.
— из-за параллельной работы ПВК с теплофикационными отборами турбин.
ТЭЦ-5 -51 МВт.
Топливно-энергетический баланс в ОАО «Саратовэнерго» и в целом по ЕЭС в 1999 г. в сравнении с 1998 г. отличался большей напряженностью из-за повсеместного сокращения поставок газа на 40−50% в II, III и частично IY квартале и сжигания резервного топлива (мазута) в этот период. Полный анализ выработки и потребления тепловой и электрической энергии, топлива в ОАО «Саратовэнерго», за период 1997;1999гг., сделан в Приложении 1 на основе фактических данных.
Лимитированный отпуск природного газа в энергосистемы страны сохранится и в дальнейшем. Обеспечение лимитов будет происходить на основе нормативов потребления топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) [68, 105].
В «Энергетической стратегии России до 2020 г.» установлена целесообразность дополнительной загрузки электростанций на угле, в основном в европейской части России и на Урале, а также в ОЭС Сибиримодернизация электростанций, изначально запроектированных на уголь и в настоящее время использующих в основном газ. Это дает возможность разгрузить электростанции, работающие на газе, и высвободить 1,2 млрд. м3 газа в 2010 г. и 5,1 млрд. м3 в 2015 г., заменив их эквивалентным количеством угля (1,6 и 6,5 млн. т.у.т. соответственно) [104]. Соотношение угля и газа будет определяться складывающейся конъюнктурой цен на них и политикой государства в использовании различных видов топлива [78]. В таблице 1 указаны необходимые ресурсы топлива для электростанций страны, по прогнозам РАО ЕЭС [104]. Потребность в природном газе будет расти, однако ОАО «Газпром» не сможет обеспечить его необходимое количество.
Таблица 1.
Ресурсы топлива для электростанций страны, по прогнозам РАО ЕЭС.
Топливо Ед. изм. 1998 г. 2005 г. 2010 г. 2015 г.
Мазут млн. т 15,4 15,0 14,0 12−14.
Газ млрд. м3 131,7 150−160 170−180 180−190.
Уголь млн. т 124,7 150−155 170−180 190−217.
Всего млн. т.у.т 242,3 276−290 309−326 329−358.
Внутри России цены на газ регулируются Федеральной энергетической комиссией. В настоящее время они в несколько раз ниже, чем у потребителей в европейских странах. При этом на электростанциях в Европейской части России стоимость газа в первом полугодии 2000 г. была в 2 раза ниже стоимости угля (в т.у.т.), в то время как, например, в США газ дороже угля в 1,6 раза [45]. Прогнозные цены природного газа и угля показаны в таблицах 1, 2 [100].
Таблица 2.
Цены на природный газ, долл./т.у.т.
Регион 1999 2005 2010 2015.
1 1 2 3 1 2 3 1 2 3.
Северо 8,6 54,0 43,0 32,0 100,0 77,0 55,0 112,0 86,0 61,0.
— Запад.
Центр 8,6 54,0 43,0 32,0 100,0 77,0 55,0 112,0 86,0 61,0.
Поволжье 8,4 52,0 40,0 29,0 95,0 72,0 50,0 107,0 81,0 55,0.
Северный 8,8 57,0 46,0 35,0 106,0 83,0 61,0 118,0 93,0 69,0.
Кавказ.
Урал 8,3 48,0 37,0 26,0 88,0 66,0 44,0 99,0 73,0 48,0.
Север 7,0 36,5 25,5 15,0 66,0 44,0 23,0 76,0 51,0 26,0.
Тюмен. области.
Западная 8,3 47,0 37,0 27,0 85,0 65,0 45,0 97,0 72,0 48,0.
Сибирь.
Восточ. 7,0 43,5 38,5 33,5 80,0 70,0 60,0 85,0 74,0 63,0.
Сибирь.
Дальний 7,7 69,0 61,0 54,0 130,0 115,0 100,0 135,0 122,0 110,0.
Восток.
Примечание: 1-низких цен. вариант высоких цен, 2 — вариант базовых цен, 3 — вариант.
Таблица 3.
Цены на уголь, долл./т.у.т.
Регион 1999 2005 2010 2015.
1 1 2 3 1 2 3 1 2 3.
Северо-Запад 15,0 40,0 33,0 27,0 66,0 48,0 38,0 68,0 50,0 38,0.
Центр 15,0 40,0 33,0 27,0 66,0 48,0 38,0 68,0 50,0 38,0.
Поволжье 13,0 36,0 27,0 25,0 60/ 57 41,0 36,0 62,0 42,0 36,0.
Северный Кавказ 15,0 44,0 35,0 28,0 73,0 56,0 41,0 75,0 58,0 41,0.
Урал 15,0 33/ 28 25,0 23,0 52/ 45 34,0 33,0 54/ 47 36,0 33,0.
Западная Сибирь 9,0 19/ 16 13,0 13,0 30/ 26 18,0 18,0 33/ 30 19,0 18,0.
Восточная Сибирь 8,0 22/ 12 19/ 10 19/ 10 35/ 16 30/ 16 30/ 16 37/ 25 32/ 19 30,0.
Дальний Восток 20,0 40,0 37,5 35,0 60,0 55,0 50,0 65,0 60,0 50,0.
Примечание: 1- вариант высоких цен, 2 — вариант базовых цен,.
3 — вариант низких цен, В знаменателе — для канско-ачинского угля.
Вариант высоких цен соответствует высокому уровню энергопотребления, при котором прогноз спроса на электрическую и тепловую энергию ориентировался на экономическое развитие России с годовыми темпами роста валового внутреннего продукта (ВВП) на уровне 4−5% [100]. Это так называемый оптимистический сценарий развития. Вариант низких цен соответствует пессимистическому сценарию развития. При нем темпы роста ВВП в 2005;2010гг. в среднем до 3% в год и повышение его до 3,5% только после 2010 г. При усреднении этих двух крайних сценариев развития был получен базовый сценарий. Ему соответствует уровень базовых цен на топливо.
В таблице 4 показаны прогнозные значения электропотребления и потребления тепла.
Таблица 4.
Электропотребление (млрд. кВт-ч) и потребление тепла (млн. Гкал).
Уровень потребления 1998 2005 2010 2015.
ЭП ТП ЭП ТП ЭП ТП ЭП ТП.
Высокий 809,1 1470 970 1750 1210 1900 1460 2070.
Базовый 809,1 1470 930 1700 1110 1830 1310 1970.
Низкий 809,1 1470 890 1650 1010 1760 1160 1880.
Примечание: ЭП — электропотребление, ТП — теплопотребление.
Как видно из таблицы 4 ожидается динамичный рост потребления электрической и тепловой энергии. При базовом варианте роста электрои теплопо-требления и базовом варианте изменения цен на газ и уголь (их отношение в 2010;2015гг. будет равно 1,6−1,7) для центральных районов европейской части России, вводы новых, реконструируемых и замещающих мощностей к 2015 г. на угле составят 40 ГВт, а на природном газе — 113 ГВт. Общая потребность в топливе составит в 2015 г. 355 млн. т.у.т. Доля газа в структуре топлива составит к.
2010 г. 57% (170 млн. т.у.т), а в 2015 г. — 58% (205 млн. т.у.т или 178 млрд. м3) [78, 100].
В 1990 г. в России было выработано 1082 млрд. кВт-ч электроэнергии. К 1998 г. выработка снизилась до 827 млрд. кВт-ч. По оценкам РАН, Минэнерго Российской Федерации и РАО «ЕЭС России», к 2005 г. потребность страны в энергии достигнет 950 млрд. кВт-ч в год. К 2010 г. прогнозируется ее рост до 1100 млрд. кВт-ч, а к 2015 г. — до 1265 млрд. кВт-ч. Потребность в мощности для указанной выработки электроэнергии в 2005 г. прогнозируется равной 205,5млн. кВт., к 2010 г.- 228,4 млн. кВт, в 2015 г. — 267,7 млн. кВт. Для этого к 2005 г. необходимо ввести в эксплуатацию 13,7 млн. кВт новых генерирующих мощностей, к 2010 г. — 31,7 млн. кВт, к 2015 г. — 66,6 млн. кВт [126].
При исследовании направлений развития генерирующих мощностей, кроме уровня и соотношения цен на энергоносители, оказывают влияние показатели графиков электрической нагрузки и основные тенденции изменения их на перспективу. Основными факторами, определяющими конфигурацию суточных графиков электрической нагрузки, являются структура электропотребления, режимы работы промышленных предприятий, конфигурация графиков коммунально-бытовых, сельскохозяйственных и других потребителей, способы регулирования внутрисуточного электропотребления.
На рис. 0.5 показан суточный график электрической нагрузки ОЭС Средней Волги в зимний рабочий день. На рисунках 0.6, 0.7 показан суточный график электрической нагрузки ОАО «Саратовэнерго». Главными особенностями графиков электрической нагрузки потребления в ОАО «Саратовэнерго» и ОЭС Средней Волги являются сглаживание пиков, характерных для графиков прошлых лет, и наличие кратковременного подъема в ночное время (около 22—ч) летних дней. Плотность графика нагрузки генерации ОЭС Средней Волги колебалась в пределах 0,802−0,962- а плотность графика нагрузки электропотребления — 0,878−0,914. Плотность графика нагрузки ОАО «Саратовэнерго» колебалась в пределах 0,703−0,98- а коэффициент суточной неравномерности изменялся от 0,698 до 0,812 [91, 119, 120].
Переменная часть графика электрической нагрузки генерации ОЭС Средней Волги покрывалась от 75 до 100% за счет ГЭСв ОАО «Саратовэнерго» — за счет ФОРЭМТЭС и АЭС покрывали в основном базовую часть графика нагрузки.
Объем электропотребления Поволжья в зависимости от ожидаемых темпов социально-экономического развития региона за прогнозируемый период с 2000 по 2020 г. может возрасти в 1,4−1,7 раз и достигнет 105−130 млрд. кВт-ч. Выявление возможностей покрытия растущих перспективных нагрузок ОЭС Средней Волги должно определяться на основе привлечения для их покрытия не только ГЭС, но и тепловых электростанций [65, 67]. Проведенные исследования сравнительной эффективности различных энергоисточников показали, что в Поволжском регионе на перспективу 10−15 лет целесообразно развивать парогазовые установки на газе и угле [66]. 0.
8 10 12 14 16 18 20 22 часы.
— ПотреблениеСуммарная генерация -<^ТЭС -^л—АЭСо-ГЭС.
Рис. 0.5 Суточный график электрической нагрузки ОЭС Средней Волги в зимний рабочий день (14.12.2000) часы.
-•- ТЭЦ АЭС ГЭС-Суммарная выр-ка.
Рис. 0.6 Зимняя суточная электрическая нагрузка в энергосистеме в рабочий день (15.12.99) часы.
ТЭЦФОРЭМоэ/потребление ОАО «Саратовэнерго» .
Рис. 0.7 Зимнее суточное потребление электроэнергии в ОАО" Саратовэнерго" с учетом генерации ТЭЦ, поставок электроэнергии с ФОРЭМ в выходной день.
19.12.99).
В целом по России также планируется широкое развитие ГТУ и ПГУ. Закладывается использование перспективных установок ПГУ на газе единичной мощностью от 25 до 500 МВт, общей мощностью к 2015 г. 28,1 млн. кВт [28, 100].
0.2 Анализ использования парогазовых установок в мире и в России.
В мире заказано, строятся и эксплуатируются электростанции общей мощностью «3300 ГВт. Около 10% всей мощности электростанций мира приходится на ПГУ. Наиболее широкое внедрение ПГУ предполагается осуществить ближе к 2020 г. [28]. Структура затрат на развитие и функционирование ПГУ следующая: 25% - отчисления на капиталовложения, 60% - топливная составляющая, 15%) — расходы на ремонт и обслуживание. ПГУ сооружаются за 24−28 месяцев (2/3 срока сооружения пылеугольных ТЭС и в 2,5 раза быстрее, чем АЭС). Строительством парогазовых установок за рубежом занимаются как крупные энергетические концерны (Duke Energy North America (США), Stone & Webster (США), ENRON (США)), так и энергомашиностроительные фирмы (Siemens Westinghouse (Германия), Mitsubichi Heavy Industries (Япония), Alstom (США)). Как правило, в случае сооружения ПГУ энергетическими концернами создается консорциум компаний с привлечением энергомашиностроительных фирм. В этом случае оборудование ПГУ производится разными фирмами. При строительстве ПГУ энергомашиностроительными фирмами, используется собственная продукция [130 — 148].
В России на институт «Теплоэлектропроект» возложены функции генерального проектировщика наиболее крупных парогазовых энергоблоков [77].
В настоящее время наибольший интерес, при исследованиях, проектировании и строительстве, представляют следующие типы парогазовых установок: • Бинарные ПГУ;
• ПГУ с подогревом питательной воды уходящими газами ГТУ в газо-водяном подогревателе (ПГУ с ГВП);
• ПГУ со сбросом уходящих газов в котельный агрегат (КА);
• ПГУ с впрыском пара;
• ПГУ с частичным окислением природного газа;
• ПГУ на твердом топливе. Бинарные ПГУ.
Наибольшее распространение получают бинарные ПГУ. Их важным преимуществом считается высокая маневренность, обусловленная в первую очередь способностью ГТУ к быстрому пуску, отсутствием сжигания топлива в котле паросиловой установки, умеренными начальными параметрами перед паровой турбиной, отсутствием системы регенерации в паротурбинной установке. Котлы-утилизаторы, применяемые в схемах бинарных ПГУ, изготавливаются 1 -ого, 2-х, 3-х давлений, как с промежуточным перегревом пара, так и без него [15,30].
Бинарные ПГУ изготавливаются как по схеме моноблока: одна ГТУ, один котел-утилизатор и одна паровая турбина, так и по схеме дубль-блока: две ГТУ, два котла-утилизатора и одна паровая турбина. По последней схеме в России сооружаются Северо-Западная ТЭЦ в г. Санкт-Петербурге и Калининградская ТЭЦ-2 — так называемые демонстрационные объекты [113]. В сооружении Северо-Западной ТЭЦ г. Санкт-Петербурга участвует консорциум западных фирм P. S.I. в составе финских компаний IVO Power Eng. LTD и Polar, и немецкий концерн Siemens. На ТЭЦ предусматривается установка 4-х парогазовых энергоблоков ПГУ- 450 Т. В состав каждого блока входят 2 ГТУ типа V94.2 фирмы Siemens мощностью 150 МВт, 2 котла-утилизатора П-90 ЗИО-CMI, теплофикационная турбоустановка J1M3 150 МВт, 3-х ступенчатая теплофикационная установка JIM3. При работе на природном газе выбросы NOx составят ~ 40 мг/м [47, 48, 49, 53, 75, 81, 90, 102, 103, 123]. В Калининградской области планируется сооружение ТЭЦ-2 электрической мощностью 900 МВт и тепловой — 790.
ГВт с 2-мя энергоблоками ПГУ-450. Тепловая схема энергоблока ПГУ-450 включает в себя 2 ГТУ типа V-94.2 с турбогенераторами ТФГ-160−2УЗ, два котла-утилизатора П-96, одну теплофикационную паровую турбину Т-150−7,7, построенную по принципу дубль-блока. В отличие от Северо-Западной ТЭЦ Ленэнерго в схеме ТЭЦ-2 не предусмотрены БОУ (блочно-обессоливающее устройство) и встроенный пучок в конденсаторе ПТУ, охлаждение конденсата бойлеров осуществляется в отдельном охладителе, включенном перед подогревателем сетевой воды [89].
Проектирование и строительство бинарных парогазовых установок на базе отечественного оборудования стало возможным благодаря новым разработкам в российском машиностроении. Однако зачастую создание оборудования для бинарных ПГУ ведется без учета особенностей совместной работы паровой и газовой частей, в отрыве паросиловой части от ГТУ. Вместе с тем многие исследователи отмечают, при проектировании оборудования для бинарных ПГУ, необходимость совместной оптимизации параметров паровой и газовой частей, режимов работы ПТУ и ГТУ [79, 110].
В России имеется положительный опыт эксплуатации энергетических ГТУ различной мощности и назначения. Традиционные поставщики наземных ГТУ: СНТК «Двигатели НК» и НПО «Машпроект» [69, 86]. В 1999 г. ведущим энергомашиностроительным предприятием России — Ленинградским металлическим заводом (АО ЛМЗ, Санкт-Петербург) предложена современная по параметрам и показателям одновальная газотурбинная установка ГТЭ-180. Параметры ГТЭ-180 позволяют эффективно использовать ее в различных установках комбинированного цикла [127]. Проработаны бинарные ПГУ мощностью 270 и 540 МВт с одной или двумя ГТУ. ПГУ-270 выполнена по схеме моноблока: одна ГТЭ-180 и одна паровая турбина типа К-100 работают на один общий электрогенератор. ПГУ-540 включает в себя две ГТУ, два котла-утилизатора, и одну паротурбинную установку. Газотурбинные установки и паровая турбина вращают каждая свой электрический генератор и образуют три независимых вала.
На АО JIM3 разработан также технический проект серии паровых турбин мощностью от 100 до 180 МВт. Рассматриваемые паровые турбины как конденсационного, так и теплофикационного типа допускают отпуск тепла для центрального теплоснабжения промышленных и социально-бытовых потребителей. Все паровые турбины рассчитаны на работу по схеме 2-ух давлений [26].
ОАО «Подольский машиностроительный завод» уже в течение ряда лет работает в области создания котлов-утилизаторов и другого теплообменного оборудования для парогазовых электростанций и ГТУ-ТЭЦ. Выполняемые заводом разработки относятся как к бинарным схемам ПГУ, так и к другим (сбросные схемы, схемы использования котлов-утилизаторов для замещения регенерации и т. д.) [118].
Для технического перевооружения некоторых электростанций были разработаны двухвальные ПГУ-325 по традиционной схеме 2+1, т. е. с установкой в энергоблоке двух ГТУ-110, двух котлов-утилизаторов (КУ) и одной паровой турбины мощностью 110 МВт [83].
Многие зарубежные фирмы отдают предпочтение парогазовым установкам, выполненным по схеме «2- 4 ГТУ-1 ПТУ», в которых используется унифицированное по мощности электротехническое оборудование. По такой схеме выполнено более половины всех бинарных ПГУ фирм ABB и Siemens. ABB поставляет ПГУ в двух основных вариантах: с паровой турбиной работающей на паре 1-ого и 2-ух давлений. Паровые турбины с мощностью выше 50 МВт и использовании пара 2-ух давлений выполняются двухцилиндровыми. Параметры пара в ПГУ одного давления — 460 — 480°С- 3 — 5,5 МПав ПГУ двух давлений, перед цилиндром высокого давления 460 — 480°С- 2,8 — 6,8 МПаперед цилиндром низкого давления 155 — 165°С- 0,56 — 0,72 МПа. ABB со своими ГТУ 13-Е2 строит на природном газе серию ПГУ с ПТУ 3-х давлений и промперегревом.
106]. Установки фирмы Siemens типа GUD (Gas und Dampf) базируются на трех типах газовых турбин: V.64.3 (мощность около 60 МВт), V.84.2 (103 МВт) и V.94.2 (150−200 МВт). В ПГУ этой фирмы используется несколько (1 — 4) ГТУ, работающих совместно с индивидуальными котлами, которые параллельно подключены к паропроводу. Во всех случаях применяется одна паровая турбина, конструктивная схема которой определяется в основном ее мощностью. При мощности 55−75 МВт используются одноцилиндровые конденсационные турбины, в циклах двух давлений — с промежуточным подводом пара низкого давления. ПТУ мощностью 110−300 МВт изготавливаются двухцилиндровыми, причем ЦНД обычно выполняется двухпоточным, с подводом пара низкого давления. Параметры пара на входе в контуры высокого, среднего и низкого давления соответственно равны 5−14 МПа и 480−540°С- 2−3 МПа и 270−320°С- 0,6−0,7 МПа и 200−230°С. Промежуточный перегрев пара обычно осуществляется до температуры свежего пара (480−540°С) при давлении 2−3 МПа. В конденсационных паровых турбинах давление пара на выходе составляет 0,0030,005 МПа, в турбинах с противодавлением — 0,25 —1,5 МПа. Установки типа «1 ГТУ-1 ПТУ» широко выпускаются фирмой General Electric. При создании ПГУ параметры пара выбираются фирмой GE, исходя из технико-экономических условий работы данной электростанции. В большинстве установок (около 70%) используется пар одного давления, но его параметры для разных электростанций заметно различаются, находясь в пределах от 3,3 МПа и 454 °C до 9,2 МПа и 538 °C. В последние годы используется пар двух давлений с промежуточным перегревом [30]. Все шире используются ПГУ утилизационного типа с одновальными агрегатами, объединяющими роторы ГТУ, электрогенератора и паровой турбины. В одновальной ПГУ предусматриваются по одной ГТУ и паровой турбине с электрогенератором, а также один паровой котел.
107].
Одна из крупнейших в мире бинарных ПГУ — ТЭС Blak Point China Light & Power Co сооружается в Гонконге (Китай). Конечная мощность ее достигает.
2500 МВт. Уже введена в эксплуатацию первая очередь электростанции, состоящая из 4-х одновальных энергоблоков единичной мощностью по 350 МВт. Это первая в Китае ТЭС, рассчитанная на сжигание природного газа. В состав каждого энергоблока входят газотурбинная установка типа 9FA (фирма GE Industrial & Power Systems, Schenectady, Нью-Йорк, США), паровая турбина и электрогенератор производства той же фирмы, а также котел-утилизатор HRSG (фирма Babcock Energy Ltd., West Sussex, Великобритания), рассчитанный на 2 уровня давлений. Температура газов на входе в газовую турбину составляют 1288 °C. Проведенными испытаниями подтвержден низкий уровень выбросов NOx и химического недожога (выброс СО) — соответственно 45 и 3 ррт (допустимые значения составляют 65 и 15 ррт). Проектный термический КПД нетто электростанции Black Point, рассчитанный по низшей теплоте сгорания топлива равен 52,9% [20].
Достижение КПД на уровне 60% в традиционных бинарных ПГУ является реальной задачей. Для ее решения, однако, необходимы создание нового поколения энергетических газотурбинных установок с благоприятными параметрами цикла и КПД около 40%, а также использование последних научных достижений для повышения внутреннего относительного КПД паровой турбины [14]. Так фирма Westinghouse Electric со своими партнерами разработала ГТУ новой серии с начальной температурой газов на входе в турбину 1427 °C. Ее КПД при автономной работе превышает 38%, КПД бинарной ПГУ с нею 58%. Особенностью этих ГТУ является то, что они поставляются с сухими малотоксичными камерами сгорания [40, 41, 71, 97, 98]. В технических решениях других зарубежных фирм по ГТУ находят применение монокристаллические лопатки, паровое охлаждение деталей, регулирование не только входного, но и направляющих аппаратов нескольких первых ступеней компрессора, каталитические камеры сгорания [70]. Появление за рубежом ГТУ с КПД 40% ожидается к 2020 г. [84].
Примеры существующих, проектируемых ПГУ за рубежом приведены в таблице 5, в России — в таблице 6. Наиболее полный анализ развития бинарных парогазовых установок, на современном этапе, в России и за рубежом сделан в [79].
ПГУ с подогревом питательной воды уходящими газами ГТУ в газо-водяном подогревателе (ПГУ с ГВП).
Совместная работа по парогазовой схеме паротурбинной и газотурбинной частей установок при частичном вытеснении регенеративного подогрева воды паром отборов позволяет получать дополнительную мощность в газовой части парогазовой установки при высоком значении ее КПД.
Схема ПГУ с ГВП обладает следующими преимуществами:
— существенно упрощается проблема выбора площадки для размещения;
— не требуется реконструкция основных элементов котла [58].
К числу недостатков данного варианта следует отнести худшие экологические характеристики, т.к. объединение двух технологий в единый комплекс практически не приводит к снижению выбросов вредных веществ в атмосферу.
НПО «Турбоатом» для Березовской ГРЭС (Белоруссия) разработал вариант ПГУ с ГВП. В качестве основного оборудования в схеме использованы газотурбинная установка ГТЭ-115−1170 и газомазутный паросиловой энергоблок с паровой турбиной К-340/400−23,5−6 на сверхкритические параметры пара. Суммарная электрическая нагрузка возрастает до 490−550 МВт при КПД брутто 4547,4% [36].
Большого распространения за рубежом этот тип ПГУ не получает. К единичным случаям сооружения ПГУ с ГВП относится следующий. К югу от Копенгагена (Дания) сооружается 2-й блок ТЭЦ Avedore общей мощностью 420 МВт. Он состоит из котла СКД, работающего на угольной пыли или на природном газе, паровой турбины мощностью 320 МВт, парового котла с КС для сжигания древесных отходов, парового котла для сжигания соломы и двух ГТУ авиационного типа мощностью по 50 МВт. Выхлопные газы ГТУ используются для подогрева питательной воды ПТУ. При парогазовом режиме КПД ТЭЦ составляет 48,3%. Число регенеративных подогревателей ПТУ — 10 [148].
ПГУ со сбросом уходящих газов в КА.
Схема ПГУ со сбросом уходящих газов ГТУ в энергетические котлы, обеспечивает КПД до 44.46% [33, 60]. Эти ПГУ предпочтительно использовать на ТЭС, сжигающих топлива разных видов: газ-мазут, газ-уголь. Наибольшие трудности здесь представляют схемы со сжиганием твердого топлива в среде забалластированной продуктами сгорания [57]. Удельные капиталовложения в эти установки на 7.8% ниже, чем в ПСУ. С энергоблоками 300 МВт при надстройке сочетаются ГТУ с расходом газов около 350 кг/с. С помощью газотурбинной надстройки мощность электростанции может быть повышена примерно в 1,5 раза, а ее КПД — до 44,6%. При увеличении расхода газов и мощности ГТУ возможно дальнейшее повышение показателей надстроенного блока. Так надстройка блока 800 МВт 2-мя ГТУ-180 МВт повышает КПД до 49%. Подобные проработки возможностей газотурбинной надстройки энергоблоков 300 МВт были выполнены для Костромской ГРЭС и блоков 300, 800 МВт — Пермской ГРЭС. Использование газотурбинных надстроек для старых ТЭС с энергоблоками 150 и 200 МВт стратегически нецелесообразно. Продление сроков эксплуатации исчерпавшего ресурс оборудования на 20.30 лет, необходимых для работы с вновь устанавливаемыми ГТУ, потребует значительных затрат, а экономичность надстроенных энергоблоков останется недостаточно высокой. Для энергоблоков мощностью 800 МВт целесообразна их надстройка двумя ГТЭ-180 со сбросом выхлопных газов в энергетический котел. В этом случае суммарная мощность энергоблока возрастает до 1050. 1100 МВт, а его КПД — до 49.50% [17]. При выполнении сбросной схемы могут быть выполнены следующие работы на котельном агрегате: установка в газовом тракте после водяного экономайзера ГВПизменение конструкции горелочных устройств [13].
В Европе и США основными разработчиками и поставщиками установок данного типа являются фирмы Siemens (28 установок), Westinghouse (18 установок), ABB (26 установок). КПД выпущенных ПГУ составляет 41,3 — 45,9% [30]. В Нидерландах предполагается осуществить реконструкцию десяти крупных энергоблоков суммарной мощностью 3350 МВт. Для реконструкции используется ГТУ типа V-94 фирмы Siemens мощностью 133 МВт. КПД энергоблока возрастает с 40,5 до 46,3% [12].
ПГУ с частичным окислением природного газа. Данная парогазовая технология разработана в России в 1991 г. в ИВТ РАН [10, 58]. Сущность этой технологии заключается в том, что продукты сгорания после авиационного двигателя, содержащие до 17% свободного кислорода и имеющие избыточное давление, поступают в специальный конвертор, куда подается в избытке природный газ, ранее поступавший в топку парового котла. Природный газ при недостатке окислителя конвертируется (преобразуется) в основном в окись углерода и водород. Полученные продукты конверсии расширяются в силовой газовой турбине и сбрасываются в топку парового котла, где дожигаются до С02 и Н20. Такая технология имеет следующие основные преимущества:
• мощность используемой газотурбинной установки увеличивается в 2−3 раза;
• выбросы токсичных оксидов азота модернизируемого энергоблока снижаются в 5−7 раз;
• срок окупаемости капитальных затрат — 1,5−2 года;
• коэффициент полезного действия выработки дополнительной электроэнергии составляет 70. .80%;
Потенциальные возможности реализации этой технологии оцениваются в 10 ГВт в масштабах страны. Однако создание таких надстроек экономически обосновано для существующих относительно новых паротурбинных энергоблоков и котельных (остаточные сроки их службы и сроки службы газотурбинных надстроек должны быть близки). Для модернизации отработавших свой срок установок целесообразны другие решения [10, 44].
ПГУ с впрыском пара. За рубежом эта технология получила название ПГУ-STIG (Steam Injected Gas Turbine). Увеличение мощности в ПГУ-STIG по сравнению с исходной ГТУ достигается увеличением расхода рабочего тела (впрыск пара в камеру сгорания), повышением давления дополнительного рабочего тела — воды в жидкой фазе (отсутствуют затраты мощности на привод компрессора), исключением использования сжатого воздуха для охлаждения лопаток (замена воздушного охлаждения более эффективным паровым), использованием термодинамически более благоприятных свойств добавляемого рабочего тела (более высокие удельные объемы). Преимуществами ПГУ-STIG по сравнению с традиционными ПТУ являются:
• высокий электрический КПД (51. .55% по сравнению с 38. .43%) у ПТУ);
• снижение капитальных затрат на 20. .25%;
• уменьшение себестоимости электроэнергии на 25. .30%;
• сокращение сроков окупаемости инвестиций в 2−3 раза;
• упрощение состава оборудования, снижение массогабаритных показателей;
• сокращение срока ввода в эксплуатацию.
Вместе с тем, ввод пара в газовый поток способствует связыванию окислов азота и снижению их количества, однако при этом в выхлопных газах образуется азотная кислота слабой концентрации. В ИВТ РАН (Россия) была проведена оптимизация цикла ПГУ-STIG, а совместно с АО «Рыбинские мотры» проработаны эскизные проекты энергетических машин мощностью 180 и 300 МВт, работающих по циклу STIG, на базе авиадвигателя РД-36−51 [44]. Установка ПГУ-180 мощностью 180 МВт с КПД 47,5%> рассчитана на степень сжатия жк =15 и температуру рабочего тела за камерой сгорания tKC=1600K при расходе воздуха в компрессор 265 кг/с. Перспективный вариант ПГУ-300 при 7tK=54 и tKC"1900 К и при том же расходе воздуха имеет мощность 300 МВт и КПД 54%. Эти машины предназначены для замены типовых конденсационных блоков 200 и 300 МВт.
За рубежом ПГУ-STIG средней мощности работают в течение многих лет. Они созданы на базе машин серии LM фирмы General Electric. По лицензии GE ПГУ типа STIG выпускаются также фирмами Стевард и Стевенсон (США) и Ихи Ишикава (Япония). Первая из них выпускает четыре типа таких ПГУ мощностью 16,5 — 51,6 МВт при КПД 39,5 — 43,8%- вторая — два типа мощностью 26,4 — 50,9 МВт при КПД 38,9 — 41,2% [30].
ПГУ на твердом топливе. В ближайшие 20 лет во всем мире уголь наряду с природным газом сохранит свои позиции основного источника при производстве электроэнергии [51]. Поэтому зарубежные фирмы уделяют много внимания созданию парогазовых установок, работающих на твердом топливе. Из принципиально возможных схем использования твердого топлива до стадии опытно-промышленной проверки на пилотных образцах доведены две: с предварительной газификацией угля и сжиганием газа в камере сгорания ГТУс непосредственным сжиганием угля в камере сгорания совмещенной с парогенератором [72]. Есть проекты внедрения этой технологии при реконструкции угольных электростанций [42].
В нашей стране парогазовые установки с газификацией твердого топлива или энерготехнологические установки находятся в стадии проектирования и исследований [7, 19, 22, 124]. Отечественные работы над крупными ПГУ с газификацией кузнецкого и канско-ачинского углей, выполненные в 1988;1992 гг. для Кировской ТЭЦ (250 МВт) и Березовской ГРЭС (120 МВт как прототип блока мощностью 600−700 МВт), прекращены. Эта технология может быть рекомендована для коммерческого внедрения в 2005;20 Югг [74].
За рубежом есть примеры строительства данного типа установок, несмотря на их высокую удельную стоимость. Так в Италии начались наладочные работы на ТЭЦ ISAB. ТЭЦ состоит из 2-х газификаторов типа Texaco производительностью по 132 т/ч, двух модифицированных ГТУ V94.2 мощностью по 161 МВт, двух котлов-утилизаторов и двух паровых турбин по 115 МВт. Мощность ТЭЦ брутто 562,2 МВт, мощность собственных нужд ПГУ 11,9 МВт, мощность.
ТЭЦ нетто 520,8 МВт. Из уловленных соединений серы будут получать серную кислоту [140]. Технология ПГУ с непосредственным сжиганием угля в кипящем слое под давлением (ПГУ КСД) позволяет вырабатывать электроэнергию эффективно и экологически достаточно чисто. Предлагается использовать эту технологию при реконструкции угольных станций. КПД ПГУ КСД второго поколения (с камерой сгорания перед ГТУ) с паровой турбиной СКД превышает 45%. ПГУ КСД с ГТУ 7 °F GE и 501 °F и 701 °F Westinghouse на начальную температуру газов 1260 °C могут иметь КПД, равный 47- 48%, а ПГУ с паросиловой частью СКД, перспективными карбонизаторами и ГТУ типа LM6000 — до 50%. Единичная мощность ПГУ КСД пузырькового типа достигла 80 МВт. В ближайшие несколько лет намечен ввод ПГУ КСД с пузырьковым кипящем слоем в Европе и Японии. Затем в США на новых и реконструируемых ТЭС будут введены ПГУ КСД с пузырьковым кипящем слоем мощностью 150−350 МВт [96].
Таблица 5.
Примеры существующих, проектируемых, действующих парогазовых установок за рубежом.
Тип Электростанция, Общая характеристиГазовая Паровая.
ПГУ страна ка ПГУ ступень ступень.
1 2 3 4 5 и 3 я Л Абу-Даби, ОАЭ ПГУ-ТЭЦ N=710 МВт 3 ГТУ V 94. ЗА (Siemens) — N=162,5 МВт 2 К-У с доп. сжиг. топл. (Hanjung) — D=150,5 кг/с- 2 ПТ NG 90/90 (Siemens) — N=111,28 МВтр=6,65 МПаt=520°C й и К W Йокохама, Япония ПГУ с К-У N=350 МВт г|э=48−53%- Вт=45 т/ч 4 ГТУ GE7FN=56,25 МВтt0=1280°C 1 К-У- 1 ПТ с п/п N=125 МВт.
Delimara, Мальта ПГУ-ТЭЦ N,=116 МВт г|э=46,9% 2 ГТУ MS6001B Дистиллятное топливо 2 К-У- 1 ПТ р=4,4/2,26 МПа t=503/410°C.
Окончание таблицы 5.
1 2 3 4 5.
Бинарные ПГУ Менц-Весбаден, Германия ПГУ-ТЭЦ N3=398 МВтNq=100 МВт (отоп) Nq=30 МВт (пром) Лэ (нетго)=58%. 1 ГТУ V94.3A (Siemens) — N=259 МВт 1 К-У 3-х давлений с п/п (NEM) — вспомог. котел D=30 т/ч- 1 ПТУ N=139 МВт.
Кале, Франция ПГУ-ТЭЦ (одновальная) N3=50 МВт 1 ГТУ LM 6000 PD (Dresser-Rand) N=44,5 МВт 1 ПТУN=5,5 МВт.
Киркниеми, Финляндия ПГУ-ТЭЦ N3=110MBT Nq=120 МВт (отпуск тех. пара) Nq—14 МВт (отпуск тепла) 1 ГТУ N=72 МВт 1 ПТУ N=38 МВт- 1 К-У D=5 0/3,3 /1,2 кг/ср=8,1/1,1/0,3 МПаt=530/250/160°C;
ПГУ сГВП Аведоре, Дания ПГУ-ТЭЦ N3=420 МВт Лэ=48,3%. 2 ГТУ N=50 МВт 1 ПТУ N=320 МВт- 1КА-СКД (газ, уголь) — 1 КА-(древесные отходы) 1КА-(солома) 10 подогревателей ГВП.
ПГУ со сбросом Еэмс, Нидерланды ПГУ-КЭС N3=698 МВт Г1э=46,3%. 1 ГТУ N=133 МВт 1КА-Бенсона (прямоточный) — 1 ПТУ с п/п N=571 МВт.
ПГУ с впрыском Эрфурт, Германия ПГУ-ТЭЦ N3=80 МВт Nq=224 МВт 2 ГТУ N3=25 МВт 2 К-У Nq=50 МВт 1 ПТУ N=30 МВт.
111 У на твердом топлиливе ИСАБ, Италия ПГУ-ТЭЦ N (6Pyrro)=562,2 МВт N (Herro)=520,8 МВт N (c/h)=11,9 МВт 2 ГТУ V94.2 N=161 МВт 2 газификатора типа Texaco D=132 т/ч- 2 К-У- 2 ПТУ N=115 МВт.
Таблица 6.
Примеры существующих, проектируемых, действующих парогазовых установок в России.
Тип ПГУ ЭлектроОбщая Газовая Паровая ступень станция, характеритика ПГУ ступень страна.
1 2 3 4 5.
Северо-Западная ПГУ-ТЭЦ 2 ГТУ V94.2 2 К-У П-90.
ТЭЦ N3=450 МВт (Siemens) 1 ПТУ Т-150−7,7.
КалининградN3=150 МВт N=143 МВтская ТЭЦ-2 г|=33,4%- Gr=524 кг/сстк=Ю, 7 р=6,0/0,6 МПаt=485/270°CD=430/l 10 т/ч.
Новгородская ПГУ-325 2 ГТУ ГТЭ-110 2 К-У П-88 (АО.
ГРЭС N3=325 МВт N3=l 10 МВт ЗиО);
Псковская ГРЭС Ивановская ГРЭС Конаковская ГРЭС Лэ—50,9%. г)=36,0%- Gr=357 кг/сстк=14,7 1 ПТУ К-110−6,5 (АО JIM3) — N=110 МВтр=6,5/0,6 МПаt=485/220°CD=305/80 т/ч.
Новгородская ПГУ-380 1 ГТУ V94/3A 1 К-У 2-х давлеи ГРЭС N3=383,5 МВт (Siemens) ний (АО ЗиО) д Г1э (бругго)=58,65%. N3=254,3 МВт- 1 ПТУ.
Л=37,0%- К-120−9,8 (АО.
— к W Gr=650 кг/сЛМЗ) сгк=16,0 N3= 129,2 МВт.
Сургутская ПГУ-170 1 ГТУ ГТЭ-110 1 К-У (АО.
ГРЭС-1 N3=110MBT Подольский маш.
Заинская ГРЭС г)=36,0%- з-д) — 1 ПТУ К-55.
Щекинская Gr=357 кг/с- (60) (АО ЛМЗ);
ГРЭС ак=14,7 N=55,6 МВтр=7,15/0,57 МПаt=500/231°CD=36,3/12,1 кг/сп/п р=1,89/1,53 МПаt=331/500°CD=33,8 кг/с.
Окончание таблицы 6.
1 2 3 4 5.
Бинарные ПГУ Новороссийская Карагокская Вельская ПГУ-ТЭЦ N3=27 МВт г) э=50%. 1 ГТУАЛ-31 СТЭ АО «А.Люлька-Сатурн» N=20 МВт 1 К-У 1 ПТУ Т-5/7 КТЗ.
ПГУсГВП Березовская ГРЭС ПГУ с ГВП N=490 МВт г|э=45−47,4%. 1 ГТУ ГТЭ-115 (ПО Турбоа-том) N=119 МВтt=1170/520°Cа=12,3- GB=395 кг/с. 1 КА 1 ПТУ К-340/400−23,5−6 (ПО Тур-боатом).
ПГУ с впрыском пара ТЭЦ-28 АО «Мосэнерго» ПГУSTIG N=60 МВт г|э=50% 1 ГТУ АЛ-21-СТ20 t3=1350°CОвпр.пара-20 Кг/с 1 ПТУ ВТ-25.
0.3 Анализ выполненных исследований по методическому учету топливных ограничений при обосновании эффективных типов энергоустановок.
Проблема учета разного рода ограничений широко используется в практике математического моделирования теплоэнергетических установок (ТЭУ). Результаты многолетних исследований данного вопроса получили обобщение в [87]. Для оптимизации разрабатываемых и проектируемых теплоэнергетических установок применялись математические модели, описывающие их свойства, элементы и связи в виде некоторой системы уравнений, переменных и логических условий. В сочетании с использованием различного рода методов математического программирования для поиска экстремальных решений они обеспечивали упорядоченный (направленный к цели) поиск оптимального решения, тем самым на много порядков уменьшая количество рассматриваемых вариантов проектируемой ТЭУ.
Термодинамические, расходные и конструктивные параметры установки изменялись в пределах физически возможных и технически осуществимых состояний энергоносителей и конструкций, а также в пределах технически допустимых начальных и эксплуатационных состояний материалов в элементах оборудования. Это технические ограничения. Топливные ограничения были связаны со стоимостью топлива. Система ограничений в виде равенств и неравенств позволяла получить наилучшие экономические решения в полной мере учитывающие специфику технического выполнения и использования теплоэнергетической установки. Однако использование ограничений, в том числе и топливных, сводилось в этой работе только к оптимизации параметров и профиля теплоэнергетических установок.
Определение экстремальных точек функции многих переменных для случая наличия дополнительных связей между оптимизируемыми параметрами осуществлялось с использованием разных методов, в том числе — классического метода множителей Лагранжа. К недостаткам этого метода относилось итерационный расчет множителей Лагранжа и необходимость введения большого количества дополнительных уравнений.
Влиянием топливных ограничений на эффективность различных типов ТЭС занимались Минков В. А. и Пазухин В. В. Результаты их многолетних исследований были представлены в работах [59, 82]. Ограничения по топливу задавались либо по размерам поставок этого топлива, либо в виде величины его удельной стоимости. Выбор той или иной формы ограничений зависел от метода оптимизации топливно-энергетического хозяйства в целом, вида замыкающего топлива, положения ТЭС среди других топливоиспользующих объектов. Рассматривались обе возможные формы топливных ограничений (по количеству топлива — количественные, а по удельной стоимости топлива — качественные). В работе [82] все многообразие видов топлива делится на 2 класса: 1. Топливо, на которых возможна работа всех типов ТЭС (газ, светлые нефтепродукты);
2. Топливо, на которых возможна работа традиционных (паротурбинных) ТЭС тяжелые мазуты, твердое топливо) — Использование количественных ограничений по топливу 1-ого класса оказывалось эффективным, когда ТЭС является замыкающим потребителем по этому ресурсу.
Качественные ограничения, использовались в случаях:
• Группа ТЭС полностью удовлетворяется топливом 1-ого класса, не являясь замыкающим потребителем по этому топливу;
• Топливо 1-ого класса является замыкающим в рассмотренном экономическом районе;
• Топливо 1-ого класса специально приготовляется из топлива 2-ого класса путем его очистки, перегонки, газификации и т. д.
Исследование влияния топливных связей на выбор оптимальных типов ТЭС и масштабов их развития производилось в условиях уравнивания вариантов развития совокупности ТЭС по отпуску энергии, а по потреблению топлива — за счет сохранения неизменным общего расхода топлива 1-ого класса в зимний максимум нагрузок.
Критерием оптимальности решения является минимум приведенных затрат 3min. где N1 • 'И1 суммарная установленная мощность и удельные издержки (без топливной составляющей) ТЭС типа «}», в группе «g» на топливе вида «i» — g., а. — годовой расход топлива вида «i» и соответствующие удельные затраты.
Автор считает, что для повышения эффективности установок нового типа с комбинированным топливопотреблением важное значение приобретают не вопросы экономии топлива вообще, связанные с повышением КПД установки, а.
— - ^ 1 -в1.
G J I.. I.
1 1 а '.
0.1) вопросы экономии более ценного топливного ресурса. Экономия топлива 1 -ого класса (на единицу вырабатываемой энергии) в условиях количественных топливных ограничений приводит к увеличению масштабов развития установок нового типа, а в условиях качественных ограничений — к снижению топливной составляющей приведенных затрат.
При исследовании рассматривались следующие возможные варианты топливоснабжения системы ТЭС:
1. Ограниченные равномерные поставки топлива 1-ого класса.
2. Неограниченные равномерные поставки топлива 1-ого класса.
3. Ограниченные равномерные поставки жидкого специального топлива 1-ого класса.
4. Поставки специального топлива при сезонной неравномерности поставок более дешевого топлива 1-ого класса (буферный газ).
5. Применение хранилищ буферного газа. В данной работе было определено:
• ПГУ с ВПГ на КЭС обладают наибольшей эффективностью по сравнению с ПГУ со сбросом в следующих условиях топливоснабжения: при круглогодичных поставках природного газа в количестве не менее 40−60% топливного баланса КЭСпри поставках высококачественного топлива без ограничений с удельными затратами, превышающими удельные затраты по замыкающему топливу.
• ПГУ со сбросом и воздушной регенерацией на КЭС обладают наибольшей эффективностью при круглогодичных поставках природного газа в количестве менее 10% топливного баланса КЭС, а также при удельных затратах по высококачественному топливу, превышающих удельные затраты по замыкающему топливу.
• В области незначительных поставок высококачественного топлива (менее 10%) расхода топлива в зимний период) в группах КЭС и ТЭЦ оптимальным может явиться сочетание ПГУ со сбросом и воздушной регенерацией и паро.
РОССИЙСКАЯ ^ГОСУДАРСТВЕННАЯ.
БИБЛИОТЕКА 41 турбинных ТЭС, а в области более значительных поставок высококачественного топлива — ПГУ со сбросом и ПГУ с ВПГприменение пиковых ГТУ на природном газе не эффективно: более эффективно применение в этих условиях специальных пиковых паротурбинных установок на мазутеэффективность применения высококачественного топлива при создании базовых ПГУ со сбросом на КЭС и ТЭЦ не уступает эффективности применения этого топлива в отопительно-производственных котельныхпри создании в энергосистемах ПГУ со сбросом и особенно ПГУ со сбросом и воздушной регенерацией резко возрастает доля газотурбинной мощности (при одних и тех же топливных ограничениях).
• Использование в энергосистемах ПГУ с комбинированным топливопот-реблением (ПГУ со сбросом газов ГТУ в топку котла с воздушной регенерацией и без нее), в значительной степени повышает эффективность использования высококачественных топлив в энергетике, что необходимо учитывать при оптимизации топливно-энергетических балансов. В ряде случаев эффективность потребления газа в энергетике становится выше, чем в других отраслях промышленности. Также определялось влияние топливных связей на выбор оптимальных параметров энергоустановок.
В последнее время вновь поднимается проблема влияния топливных ограничений при анализе долгосрочных проектов. Однако в них не рассматривается вопрос методического учета топливных ограничений, а предлагаются готовые технические решения. Так в [10, 44] отмечается, что в связи с сокращением поставок газа создание парогазовых установок становится весьма проблематичным. В сложившейся ситуации предлагается надстройка отопительных котельных газотурбинными установками на базе авиационных двигателей мощностью 4.20 МВт. И модернизация относительно новых паротурбинных блоков мощностью 200.300 МВт с помощью газотурбинных установок на базе авиационных двигателей с частичным окислением природного газа. Для замещения выводимых из эксплуатации паротурбинных блоков, предлагается применять ПГУ-STIG с впрыском пара.
0.4 Цель и задачи исследования.
Проведенный анализ современного состояния топливообеспечения в энергосистемах показал существование нового фактора (топливное ограничение) и необходимость его учета в системных исследованиях. Как оказалось у проблемы топливного ограничения в энергосистемах можно выделить два аспекта:
1. Влияние ограниченного потребления отдельных видов топлива на эффективность работы существующих энергоустановок, распределение нагрузок.
2. Учет ограничений по топливу при планировании развития энергосистем, при сравнении различных типов энергоустановок и их схем.
Научно-технический прогресс в энергетике связан с развитием парогазовых установок. И каким образом новая топливная политика, при наличии ограниченной подачи природного газа, отразится на развитии этого типа энергоустановок, является новым вопросом, подлежащим изучению.
Парогазовые установки могут участвовать в покрытии полупиковой (маневренной) части графика электрических нагрузок. То есть определенную часть времени они будут работать при нагрузке, отличающейся от номинальной. В этой связи актуальной является проблема выбора наиболее экономичных способов регулирования нагрузки ПГУ.
Определение эффективных типов парогазовых установок в разных условиях топливообеспечения с учетом работы их на пониженных нагрузках и является целью данной работы.
Основными задачами, подлежащими исследованию, являются: 1. разработка методики выбора эффективных типов ПГУ для разных условий топливообеспечения;
ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.
1. Проведен анализ современного состояния топливно-энергетического комплекса России. Выявлено наличие нового фактора — топливного ограничения, и необходимость его учета в технико-экономических расчетах.
2. На базе теории векторной оптимизации разработана методика выбора эффективных типов конденсационных ПГУ с учетом условий топливообеспечения.
3. Разработаны дифференциальные уравнения приростов расходов топлива в ПГУ и раскрыты производные составляющих приростов приведенного эффекта, расхода топлива ПГУ. Данные зависимости позволяют достаточно полно оценить изменение эффективности ПГУ в разных условиях топливообеспечения, с учетом переменных режимов работы оборудования ПГУ, а также срока службы отдельных элементов ПГУ.
4. Выполненные исследования эффективных способов регулирования нагрузки разных типов конденсационных ПГУ показали следующее:
4.1 Для ПГУ со сбросом уходящих газов в котлоагрегат (ГТУ-115 + К-300−240 + КА) наибольший электрический КПД блока обеспечивается при снижении мощности установки за счет сокращения расхода топлива в котельный агрегат, при неизменном расходе топлива в камеру сгорания ГТУ. При снижении нагрузки ПГУ на 20%, таким образом, электрический КПД блока уменьшается на 10,65% и составляет 43,68%о.
4.2 Исследования ПГУ с газо-водяным подогревателем (ГТУ — 115 + К-340/400−240) выявили ограниченный диапазон регулирования мощности. Снижение нагрузки здесь целесообразно проводить за счет уменьшения мощности парового контура, при неизменной работе газовой турбины. При снижении нагрузки ПГУ на 20% электрический КПД блока уменьшается на 2,41%о и составляет 43,30%.
4.3 Для бинарной ПГУ с котлом-утилизатором (ГТУ — 115 + К-85 +К-У) наибольший электрический КПД обеспечивается за счет уменьшения расхода топлива, поступающего как в камеру сгорания, так и в топку котельного агрегата при постоянном соотношении рабочих тел. При снижении нагрузки ПГУ на 20% по этой программе электрический КПД уменьшается на 11,36% и составляет 52,20%. При дополнительном сжигании топлива перед котлом-утилизатором мощность парового контура возрастает до 100 МВт. Дополнительное сжигание топлива в бинарных ПГУ с К-У приводит к появлению дополнительной программы регулирования нагрузки за счет газовой части при постоянной мощности паровой. При этом наибольший электрический КПД обеспечивается при изменении мощности паровой части в условиях постоянной мощности газовой части. Здесь при снижении нагрузки ПГУ на 10%) электрический КПД снижается на 15,5%) и составляет 49,76%. Концентрация 02 в камере дополнительного сжигания топлива меняется от 15 до 17%, в зависимости от программы регулирования нагрузки.
5. Введен коэффициент, учитывающий долю наиболее дорогого дефицитного вида топлива (природного газа) в топливном балансе ПГУ. Наименьшая доля природного газа оказывается в ПГУ со сбросом уходящих газов в КА при программе регулирования Nrry = var, NnTy = var, g = const.
6. Выполненные исследования эффективности конденсационных ПГУ при разных условиях топливообеспечения, с использованием обобщенной методики аналитической оценки капиталовложений в различные типы ПГУ, показали следующее. В условиях неограниченных поставок природного газа наиболее эффективными являются бинарные ПГУ с колами-утилизаторами. При лимитированном потреблении природного газа эффективной является ПГУ с ГВП. При ограничении потребления не только природного газа, но и второго вида топлива эффективной оказывается установка, находящаяся на ФОРЭМ.
7. Расчет экономической эффективности ПГУ в зависимости от числа часов их использования показал следующее. Интегральный эффект ПГУ с К-У выше чем.
ПГУ с ГВП на 15−20%, а ПГУ со сбросом — на 10 — 17%). Индекс доходности ПГУ с К-У выше ПГУ с ГВП на 15 — 24%, а ПГУ со сбросом — на 12 -21%. Удельный интегральный эффект ПГУ с К-У выше ПГУ с ГВП на 15−20%, ПГУ со сбросом — на 10−17%. Срок окупаемости ПГУ с К-У составляет 6,9 — 1,3 лет, ПГУ с ГВП 8,2 — 1,8 лет, ПГУ со сбросом 7,8 — 1,8 лет. Внутренняя норма доходности ПГУ с К-У выше ПГУ с ГВП на 7−13%, а ПГУ со сбросом — на 413%.
8. Разработанные в диссертации методические положения и результаты исследования эффективности конденсационных ПГУ в условиях ограниченных поставок топлива могут быть использованы при выборе условий топливообеспечения, и технико-экономическом обосновании реконструкции газомазутных конденсационных блоков большой мощности газотурбинными надстройками, проектировании бинарных парогазовых установок. Исследования особенностей регулирования электрической нагрузки могут учитываться при планировании работы станций в переменной части графика электрических нагрузок.
