Особенности эксплуатации парогазовых энергоблоков

Для ПГУ-800 разрабатывается котел прямоточного типа. Он представляет собой чисто конвективный аппарат, который может быть выполнен так же, как конвективные шахты обычных энергетических котлов. Небольшие тепловые нагрузки поверхностей теплообмена создают возможность обеспечения его высокой надежности в эксплуатации. Для получения приемлемых массогабаритных показателей котла при небольших температурных напорах в экономайзерных и испарительных поверхностях нагрева целесообразно использовать оребренные трубы. Сжигание дополнительного топлива при работе в комбинированном режиме можно организовать в неэкранированном газоходе с помощью простых уголковых горелок, обеспечивающих эффективное выгорание при больших избытках воздуха и малых потерях давления.

Использование в паровой части ПГУ сверхкритического давления вполне возможно и не вызовет изменения профиля и конструкции котлов-утилизаторов. Повышение давления пара позволяет на 2–2,5% снизить удельный расход топлива, что меньше, чем в паротурбинных блоках (пропорционально относительной мощности паровой части). Оно вызывает увеличение металлоемкости и стоимости оборудования и исключает использование ПГУ в качестве полупиковой мощности.

Аналогичные технико-экономические показатели могут быть получены в ПГУ с тремя ГТЭ-150 и паровой турбиной мощностью около 700 МВт. Такая ПГУ, однако, хуже компонуется в главном корпусе (при двух ГТУ их располагают симметрично относительно паровой турбины); она более сложна и трудна для управления и автоматизации.

Парогазовые установки с двумя ГТЭ-150 и паровой турбиной мощностью 800 МВт менее экономичны; удельный расход теплоты в них на 3–4% выше. Это является следствием меньшей степени бинарности и доли газотурбинной мощности, которые влияют на к. п. д. даже больше, чем параметры пара: парогазовые установки с тремя ГТУ при докри-тическом давлении на 1,5% экономичнее, чем с двумя при сверхкритическом. При относительно меньшем расходе газов в ПГУ с двумя ГТЭ-150 и турбиной К-800 для подогрева питательной воды будут нужны (хотя и с меньшими расходами) все регенеративные отборы пара, усложняющие схему и эксплуатацию ПГУ. Для получения требуемого количества пара (около 950 т/ч на один котел) температура газов на входе в котлы должна быть на уровне 1150 °С. Это потребует устройства в котле неэффективно работающей топочной камеры с традиционными горелками, увеличения массы и габаритов котла. Другие возможные решения, например пропуск половины расхода газов мимо топки в конвективную шахту, сильно усложняют конструкцию котла.

В значительной степени традиционные для паротурбинных блоков схемные и конструктивные решения сохраняются в ПГУ с полным использованием кислорода в отработавших газах ГТУ. Такие ПГУ с ГТЭ-150 можно создать с использованием паровых турбин К-500 и К-800.

Вследствие низкой бинарности и малой доли газотурбинной мощности удельный расход теплоты в ПГУ со сбросом газов в котел обычного типа существенно выше (на 5–8%), чем в оптимальных ПГУ утилизационного типа. Пониженная экономичность при использовании турбины К-800 объясняется тем, что содержащегося в газах ГТУ кислорода недостаточно для сжигания топлива, которое требуется для выработки обеспечивающего эту турбину расхода пара, и в топку котла, кроме газов из ГТУ, приходится подавать значительное количество воздуха.

Различия в удельном расходе топлива для ПГУ с разной степенью бинарности соответствуют низкой температуре уходящих газов (110 °С), для достижения которой требуется развитие экономайзерных поверхностей котлов-утилизаторов. При повышении температуры уходящих газов экономичность ПГУ снижается тем быстрее, чем выше степень бинарности, коэффициент избытка воздуха и, следовательно, доля потерь с уходящими газами. Несмотря на это, при температурах газов в ГТУ выше 1000 °С выгоды цикла с высокой бинарностыо сохраняются до tух < 180– : – 200 °С.

Парогазовые установки мощностью 350 и 800 МВт с одной или двумя ГТЭ-150 лучше приспособлены для покрытия полупиковых нагрузок. При умеренной удельной стоимости эти ПГУ должны обладать высокой экономичностью и надежно работать в циклическом режиме с ежедневными пусками и остановами.

На ТЭЦ, сооружение которых намечено на природном газе, целесообразно устанавливать парогазовые установки мощностью 200–350 МВт. Помимо экономической эффективности, важнейшими требованиями к этим ПГУ являются высокая надежность, возможность автономной работы паровой части и экономичного отпуска теплоты потребителям при остановах ГТУ, а для европейских районов – возможность глубокой разгрузки для участия в покрытии переменной части графика электрических нагрузок.

ПГУ с высоконапорным парогенератором

Во всех типах ПГУ с прямым подводом части теплоты топлива в паровой цикл сжигание дополнительного топлива может осуществляться не перед котлом, а между компрессором и турбиной ГТУ. Избыток теплоты, по сравнению с требуемым для подогрева газов до температуры на входе в турбину передается пароводяной среде в расположенных там же поверхностях теплообмена, образующих вместе с устройствами для сжигания топлива высоконапорный парогенератор (ВПГ). Для утилизации теплоты отработавших в ГТУ газов в выходном тракте сохраняются экономайзерные поверхности, работающие при близком к атмосферному давлении с газовой стороны.Принципиальным достоинством схем с ВПГ является уменьшение массы и габаритов котельных поверхностей, работающих в тракте между компрессором и турбиной ГТУ при повышенных давлениях. Оно тем больше, чем меньше степень бинарности комбинированного цикла, т.е. чем большая доля теплоты подводится в паровой цикл в ВПГ, и проявляется при невысоких температурах газов в ГТУ, их небольшой относительной мощности и сжигании топлива с избытками воздуха, близкими к единице. Коэффициент полезного действия ПГУ с ВПГ при работе на жидком топливе и газе высокого давления, сжатия которого для подачи в ВПГ не требуется, повышается на 1%. С уменьшением доли сжигаемого в ВПГ топлива разница в к.п.д. пропорционально ей уменьшается. Вместе с тем ПГУ с ВПГ принципиально менее надежны, чем ранее рассмотренные ПГУ с «низконапорными» котлами, работающими на сбрасываемых из ГТУ газах. Оборудование в этих схемах жестко взаимосвязано, вследствие чего отказ ГТУ, паровой турбины, любого модуля ВПГ или поверхностей в тракте отработавших в ГТУ газов приводит к останову ПГУ до устранения неисправности. Автономная работа паровой или газотурбинной части и их разновременное сооружение невозможны.

Высоконапорный парогенератор конструктивно сложнее обычного котла. Его поверхности теплообмена тесно расположены внутри прочного корпуса, рассчитанного на давление 1–1,5 МПа. В результате предельная паропроизводительность ВПГ определяется транспортными габаритами блоков заводской поставки и составляет 250–350 т/ч на один корпус. Сборку их производят на заводе с использованием специальных приспособлений. Для более мощных ПГУ количество корпусов необходимо увеличивать. Большое количество единиц оборудования затрудняет компоновку и конструкцию газовых трактов высокого давления, увеличивает трудоемкость ремонтов, особенно сложных внутри ВПГ.

Наличие между топкой и газовой турбиной большой массы (сотен тонн) металла поверхностей нагрева ВПГ приводит к выносу в турбину окалины и ускоренному износу ее лопаток. Распространенные ГТУ со встроенными камерами сгорания, например ГТЭ-150, вообще нельзя применить в схемах с ВПГ.

Увеличение доли газотурбинной мощности для повышения экономичности ПГУ с ВПГ вызывает большие трудности. При начальных температурах газов 950–1100 °С в схемах с близким к термодинамически оптимальному соотношением газо- и паротурбинных мощностей происходит вырождение ВПГ. Так как температура газов в нем снижается всего на 300 °С, количество поверхностей теплообмена в ВПГ сокращается, а для охлаждения отработавших в ГТУ газов с 450–550 до 100–150 °С необходимы точно такие же, как в котле-утилизаторе, поверхности. Поскольку именно эти поверхности работают с небольшими температурными напорами, они составляют более 80% поверхности всего котла-утилизатора. Конечно, масса расположенных в ВПГ труб значительно меньше, чем поверхностей аналогичного назначения в котле-утилизаторе, но с учетом прочного корпуса ВПГ суммарная металлоемкость котельного оборудования в ПГУ с ВПГ оказывается больше, чем котла-утилизатора. Увеличение относительного расхода газов и доли теплоты, передаваемой в паровой цикл от отработавших в ГТУ газов, приводит к необходимости переноса из ВПГ в выходной тракт ГТУ части испарительных и пароперегревательных поверхностей с соответствующим усложнением тепловой схемы и трассировки трубопроводов. При дальнейшем повышении начальной температуры газов в ГТУ эти трудности возрастают.

Парогазовая установка с вводом пара в газовую турбину

Большинство действующих парогазовых установок, а их мощность составляет в настоящее время в мире несколько тысяч мегаватт, работает по «классическому» бинарному циклу. В этой схеме пар одного или двух давлений, выработанный в котле-утилизаторе (КУ) в результате использования тепла отработанных газов газовой турбины (ГТ), поступает в паровую турбину (ПТ). Повышение начальной температуры газа Тг и соответствующей ее оптимальной степени повышение давления в компрессоре πкувеличивают к.п.д. верхней части цикла и установки в целом и изменяют соотношение мощностей ГТ и ПТ в пользу первой. К.п.д. выработки электроэнергии бинарными установками в диапазоне температур ГГ=1050-Н400 °С составляет 46–54%. Дальнейший рост к.п.д. парогазовых установок связан не только с ростом начальных параметров, но и со схемными решениями – переходом к ПГУ с вводом (инжекцией) пара непосредственно в ГТ. Эта схема впервые была предложена академиком С.А. Христиановичем с сотрудниками. В последние годы она нашла достаточно широкое применение за рубежом, получив по латинской аббревиатуре название схемы STIG или при наличии промежуточного охлаждения воздуха в компрессоре схемы ISTIG. В первоначальных вариантах пар в ограниченном количестве вводился в камеру сгорания для снижения образования оксидов азота (так называемый экологический впрыск пара). В последующем количество пара, подаваемого в камеру сгорания, было увеличено. Он стал составлять значительную долю рабочего тела ГТ (энергетический впрыск пара). Это дало возможность поднять удельную (на единицу расхода воздуха на входе в компрессор) мощность ГТУ. И наконец, на третьем этапе вырабатываемый в КУ пар полностью используется в тракте ГТ – большей частью как рабочее тело, а также для охлаждения высокотемпературного лопаточного аппарата ГТ, частично или полностью замещая охлаждающий воздух. Это увеличивает эффективность охлаждения лопаточного аппарата, обеспечивает возможность повышения Тг до 1500–1600 °С при использовании современных конструкционных материалов и значительно снижает потребную мощность компрессора, что существенно, поскольку доля расхода воздуха на охлаждение при высоких Тг становится чрезвычайно большой (до 15–20%). К.п.д. выработки электроэнергии в установке 18Т1С в диапазоне температур 1400–1600 °С составляет 51–56%. Значительно выше и удельная мощность на единицу расхода рабочего тела ГТ, что позволяет на базе существующего технологического оборудования, прежде всего авиационного, резко увеличить полезную мощность выпускаемых ГТ.

Тепловая схема ПГУ с впрыском пара может быть предельно упрощена: из нее исключаются паровая турбина, конденсатор и соответствующая система охлаждения циркуляционной воды (рис. 1). Это создает предпосылки для существенного снижения капитальных затрат и срока ввода новых установок; при этом основная цель – достижение минимума затрат на получение электроэнергии – достигается не при предельно высоком к.п.д. установки, а при несколько более низких значениях тепловой экономичности, но при существенном упрощении тепловой схемы. Установление оптимального соотношения между целесообразным снижением тепловой экономичности и упрощением тепловой схемы представляет самостоятельную задачу и не является предметом данной статьи. К.п.д. этой установки составляет 55,8% при удельной мощности 1,18 МВт на 1 кг/с воздуха на входе в компрессор низкого давления.

При разработке тепловой схемы высокотемпературной ПГУ с впрыском пара преследовалась цель свести к минимуму затраты на получение электроэнергии, а не достижения максимальной тепловой экономичности. В связи с этим был принят ряд технических решений, направленных на снижение капитальных затрат и не оптимальных с точки зрения к.п.д.:

– выбран сравнительно простой термодинамический цикл с одним промохлаждением воздуха при сжатии;

– общая степень повышения давления и количество впрыскиваемого пара в продукты сгорания установлены ниже оптимальных значений;

– не использовано низкопотенциальное тепло уходящих газов и охлаждаемого воздуха.

Если оптимизировать представленный вариант для достижения максимального к.п.д. и внести ряд усложнений в принципиальную тепловую схему (например, использовать паротурбинный привод компрессора низкого давления, увеличить общую степень повышения давления и впрыск пара в камеру сгорания до оптимального с точки зрения термодинамики значения, уменьшить температурные напоры в котле-утилизаторе и т.п.), к.п.д. ПГУ (нетто) может достигнуть 58,0–58,5%, а при использовании низкопотенциального тепла уходящих газов (снижение их температуры до 105 °С) превысит 60%.

Однако анализ показывает, что подобное увеличение тепловой экономичности не оправдывает значительного усложнения установки и роста капитальных затрат, ухудшающих перспективы практической реализации установки.

Оценки показали, что стоимость выработки электроэнергии на ПГУ, работающих по циклу ISTIG, будет на 10–12% ниже, чем на обычных ПГУ, сочетающих ГТ и ПТ, и на 20–25% ниже, чем на обычных типовых паротурбинных электростанциях, использующих в качестве топлива природный газ, с турбинами К-300–240. Очень существенно (в 3–4 раза) снижаются сроки окупаемости капиталовложений.

В предложенной схеме ПГУ выработанный в КУ пар после прохождения газовой турбины выбрасывается вместе с отработанными газами в атмосферу. Эти потери восполняются химочищенной водой. Требуемая степень чистоты пара, идущего на охлаждение лопаточного аппарата и подаваемого непосредственно в камеру сгорания, разная. Это учитывается в схеме КУ, его водным режимом и схемой сепарации и промывки пара. Проведенные оценки показали, что расходы на химочистку повышенного количества воды в ПГУ с вводом пара не будут превышать 3,5–4% стоимости топлива. Частично они будут скомпенсированы более чем в 3 раза меньшим суммарным потреблением воды установкой на выработанный киловатт-час.

Основными загрязняющими атмосферу компонентами в отработанных газах ПГУ на природном газе являются оксиды азота NОХ . Процесс горения в камерах сгорания (КС) происходит при составе топливовоздушной смеси в зоне реакции, близком к стехиометрическому, в так называемых «стехиометрических зонах». Параметры этих зон (температура, давление, интенсивность переноса тепла и вещества, время пребывания газа в них) в значительной мере определяют не только скорость горения, но и скорость образования тех оксидов азота, которые называют «термическими» (их вклад является преобладающим). Наиболее сильное влияние на выбросы NОХ оказывает температура в стехиометрических зонах. Ввод в зону реакции водяного пара, который в данном случае является инертным компонентом, снижает температуру в этой зоне, что приводит к заметному уменьшению выбросов оксидов азота.

При пониженной температуре в стехиометрической зоне равновесная концентрация NОХ , отвечающая этой температуре, остается весьма высокой, заметно превышающей допустимые нормы для NОХ в продуктах сгорания. Однако в реальных условиях сжигания топлива в камере сгорания ГТУ равновесная концентрация NОХ никогда не достигается. Из-за малого времени пребывания в стехиометрической зоне концентрация NОХ оказывается много меньше равновесной. Образование NОХпродолжается в послепламенной зоне – в объеме КС. Оптимизация подвода и смешения вторичного воздуха и оставшейся части инертного компонента (пара) с первичным потоком, снижение времени пребывания продуктов сгорания в КС и уровня температур в ней самым радикальным образом сказываются на концентрации NОХ на выходе из камеры. Предварительное смешение топлива с паром «улучшает» соотношение объемных расходов газообразного топлива и окислителя, облегчает организацию перемешивания компонентов и организацию микрофакельного сжигания, что согласно имеющимся данным ведет к снижению выбросов NОХ.

Для высокотемпературных венцов лопаточного аппарата современных газовых турбин характерный уровень тепловых потоков составляет 1,5–2 МВт/м. Это достаточно большие значения. Интенсивность теплообмена определяется большим числом факторов, из которых основными являются число Рейнольдса, градиент давления и степень внешней турбулентности потока. Ситуация усложняется неравномерным распределением плотности теплового потока по обводу профиля лопатки. Изменением размера пор и проницаемости пористой стенки можно сгладить неоднородность температуры стенки при любом известном распределении теплового потока вдоль лопатки.

Основная проблема, безусловно, состоит в создании лопаток с проницаемой стенкой. Имеется несколько путей их создания. Первый – методом испарения составляющих материалов: матричного сплава и керамики электронным лучом и конденсации (осаждения) в вакууме пористой оболочки на каркас лопатки. Основа этого метода разработана в ИЭС им. Е.О. Патона. Второй вариант состоит в использовании многослойных оболочек из перфорированных пластин. Такие работы развивались в МГТУ. Третий – в применении сплошных оболочек со значительным числом отверстий микроперфорации. И, наконец, четвертый – создание оболочек из сварно-катаных сеточных материалов (МГТУ). Проблема создания проницаемых лопаток включает в себя как чисто технологические аспекты, так и вопросы конструирования при обеспечении требуемых прочностных характеристик лопаток с проницаемой (ослабленной в механическом отношении) оболочкой. Дополнительные осложнения вносит возможность ухудшения газодинамических характеристик лопатки из-за шероховатости поверхности и наличия вдува. Поэтому проведение соответствующих экспериментальных и расчетных исследований для снижения газодинамических потерь и оптимизации параметров вдува и характеристик пористой оболочки является неразрывной составной частью комплекса работ по созданию пористой лопатки.