Современное состояние и перспективы использования газотурбинных технологий в тепловой и ядерной энергетике, металлургии и ЖКХ Украины. Часть 1

Современное состояние и перспективы использования газотурбинных технологий в тепловой и ядерной энергетике, металлургии и ЖКХ Украины. Часть 1

Дается обзор мировых тенденций в энергетическом газотурбостроении и рассмотрены возможные направления использования газовых турбин в различных отраслях промышленности Украины. Дається огляд світових тенденцій в енергетичнному газотурбобудуванні а також розглянуто можливі напрямки використання газови...

Повний опис

Збережено в:
Бібліографічні деталі
Опубліковано в: :Промышленная теплотехника
Дата:2012
Автори: Халатов, А.А., Ющенко, К.А.
Формат: Стаття
Мова:Russian
Опубліковано: Інститут технічної теплофізики НАН України 2012
Теми:
Теплоэнергетические установки
Онлайн доступ:https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/60265
Теги: Додати тег
Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
Назва журналу:Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
Цитувати:Современное состояние и перспективы использования газотурбинных технологий в тепловой и ядерной энергетике, металлургии и ЖКХ Украины. Часть 1 / А.А. Халатов, К.А. Ющенко // Промышленная теплотехника. — 2012. — Т. 34, № 6. — С. 30-45. — Бібліогр.: 8 назв. — рос.

Репозитарії

Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
id nasplib_isofts_kiev_ua-123456789-60265
record_format dspace
spelling Халатов, А.А.
Ющенко, К.А.
2014-04-13T16:36:22Z
2014-04-13T16:36:22Z
2012
Современное состояние и перспективы использования газотурбинных технологий в тепловой и ядерной энергетике, металлургии и ЖКХ Украины. Часть 1 / А.А. Халатов, К.А. Ющенко // Промышленная теплотехника. — 2012. — Т. 34, № 6. — С. 30-45. — Бібліогр.: 8 назв. — рос.
0204-3602
https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/60265
621.438
Дается обзор мировых тенденций в энергетическом газотурбостроении и рассмотрены возможные направления использования газовых турбин в различных отраслях промышленности Украины.
Дається огляд світових тенденцій в енергетичнному газотурбобудуванні а також розглянуто можливі напрямки використання газових турбін в різних галузях промисловості України.
The review is given analyzing primary trends in the world power gas turbine engineering. The possible directions of gas turbine application in various industries of Ukraine are also considered.
ru
Інститут технічної теплофізики НАН України
Промышленная теплотехника
Теплоэнергетические установки
Современное состояние и перспективы использования газотурбинных технологий в тепловой и ядерной энергетике, металлургии и ЖКХ Украины. Часть 1
Modern state and perspectives of gas turbine technologies application in power and nuclear engineering, metalurgy and municipal energy systems of Ukraine. Part 1
Article
published earlier
institution Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
collection DSpace DC
title Современное состояние и перспективы использования газотурбинных технологий в тепловой и ядерной энергетике, металлургии и ЖКХ Украины. Часть 1
spellingShingle Современное состояние и перспективы использования газотурбинных технологий в тепловой и ядерной энергетике, металлургии и ЖКХ Украины. Часть 1
Халатов, А.А.
Ющенко, К.А.
Теплоэнергетические установки
title_short Современное состояние и перспективы использования газотурбинных технологий в тепловой и ядерной энергетике, металлургии и ЖКХ Украины. Часть 1
title_full Современное состояние и перспективы использования газотурбинных технологий в тепловой и ядерной энергетике, металлургии и ЖКХ Украины. Часть 1
title_fullStr Современное состояние и перспективы использования газотурбинных технологий в тепловой и ядерной энергетике, металлургии и ЖКХ Украины. Часть 1
title_full_unstemmed Современное состояние и перспективы использования газотурбинных технологий в тепловой и ядерной энергетике, металлургии и ЖКХ Украины. Часть 1
title_sort современное состояние и перспективы использования газотурбинных технологий в тепловой и ядерной энергетике, металлургии и жкх украины. часть 1
author Халатов, А.А.
Ющенко, К.А.
author_facet Халатов, А.А.
Ющенко, К.А.
topic Теплоэнергетические установки
topic_facet Теплоэнергетические установки
publishDate 2012
language Russian
container_title Промышленная теплотехника
publisher Інститут технічної теплофізики НАН України
format Article
title_alt Modern state and perspectives of gas turbine technologies application in power and nuclear engineering, metalurgy and municipal energy systems of Ukraine. Part 1
description Дается обзор мировых тенденций в энергетическом газотурбостроении и рассмотрены возможные направления использования газовых турбин в различных отраслях промышленности Украины. Дається огляд світових тенденцій в енергетичнному газотурбобудуванні а також розглянуто можливі напрямки використання газових турбін в різних галузях промисловості України. The review is given analyzing primary trends in the world power gas turbine engineering. The possible directions of gas turbine application in various industries of Ukraine are also considered.
issn 0204-3602
url https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/60265
citation_txt Современное состояние и перспективы использования газотурбинных технологий в тепловой и ядерной энергетике, металлургии и ЖКХ Украины. Часть 1 / А.А. Халатов, К.А. Ющенко // Промышленная теплотехника. — 2012. — Т. 34, № 6. — С. 30-45. — Бібліогр.: 8 назв. — рос.
work_keys_str_mv AT halatovaa sovremennoesostoânieiperspektivyispolʹzovaniâgazoturbinnyhtehnologiivteplovoiiâdernoiénergetikemetallurgiiižkhukrainyčastʹ1
AT ûŝenkoka sovremennoesostoânieiperspektivyispolʹzovaniâgazoturbinnyhtehnologiivteplovoiiâdernoiénergetikemetallurgiiižkhukrainyčastʹ1
AT halatovaa modernstateandperspectivesofgasturbinetechnologiesapplicationinpowerandnuclearengineeringmetalurgyandmunicipalenergysystemsofukrainepart1
AT ûŝenkoka modernstateandperspectivesofgasturbinetechnologiesapplicationinpowerandnuclearengineeringmetalurgyandmunicipalenergysystemsofukrainepart1
first_indexed 2025-11-25T20:39:17Z
last_indexed 2025-11-25T20:39:17Z
_version_ 1850527904036814848
fulltext ISSN 0204-3602. Пром. теплотехника, 2012, т. 34, №630 УДК 621.438 Халатов А.А.1,2, Ющенко К.А.3 1Институт технической теплофизики НАН Украины 2Национальный технический университет Украины «КПИ» 3Инситут электросварки им. Е.О. Патона НАН Украины СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГАЗОТУРБИННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ В ТЕПЛОВОЙ И ЯДЕРНОЙ ЭНЕРГЕТИКЕ, МЕТАЛЛУРГИИ И ЖКХ УКРАИНЫ Часть 1 Дається огляд світових тен- денцій в енергетичнному газо- турбобудуванні а також розгля- нуто можливі напрямки викорис- тання газових турбін в різних га- лузях промисловості України. Дается обзор мировых тенден- ций в энергетическом газотурбо- строении и рассмотрены возможные направления использования газовых турбин в различных отраслях про- мышленности Украины. The review is given analyzing primary trends in the world power gas turbine engineering. The possible directions of gas turbine application in various industries of Ukraine are also considered. ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ Введение За последние 10 лет потребление электро- энергии в мире возросло более чем на 30 %, а к 2015 г. оно увеличится уже на 75 % по сравне- нию с 1995 г. Это потребует ввода в строй око- ло 1500 ГВт новых генерирующих мощностей. В среднесрочной перспективе (до 2015 г.) рост потребления электроэнергии в Украине про- гнозируется на уровне 3…4 % ежегодно. Таким образом, в ближайшие 10 лет ее потребление может возрасти на 30…40 %. В более далекой перспективе (до 2030 г.) производство электро- энергии в Украине может увеличиться в 2… 3 раза по сравнению с 2005 г. (Энергетическая стратегия Украины до 2030 г.). Сегодня главный вклад в мировое произ- водство электроэнергии дает уголь (40 %). В Китае доля угольных энергоблоков составля- ет 90 %, в Германии – 50 %, в США – 46 %, в России – 17 % с перспективой ее увеличения до 37 %. И в будущем, несмотря на высокие затраты, связанные с необходимостью серо- и азотоочистки, утилизации двуокиси углерода (СО2) и другими природоохранными меропри- ятиями, углю будет принадлежать лидерство в производстве электрической энергии, особенно в странах, где уголь является основным энер- гоносителем. Одна из основных причин преоб- ладания угля над другими видами топлива – относительно низкая мировая цена, составляю- щая 150…300 долл. США за тонну. Основным методом повышения экономич- ности пылеугольных энергоблоков с факель- ным сжиганием топлива является повышение термодинамических параметров пара. При увеличении давления пара с 14 МПа до сверх- критических значений (25 МПа) и темпера- туры его перегрева с 540 °С до 580…620 °С коэффициент полезного действия (КПД) энерго- блока возрастает на 4…5 %. Переход на более высокие параметры пара (давление 30 МПа, температура 600 °С) позволяет достичь КПД энергоблока на уровне 47…48 %. Дальней- ший переход на ультракритическое давление пара, хотя и позволяет обеспечить КПД 50 % и выше, но требует очень больших финансо- вых затрат, в частности, для освоения произ- водства труб из дорогих сплавов ниобия. Вы- сокая цена, недостаточная надежность и низ- кая маневренность энергоблоков с ультракри- тическими параметрами пара являются пока серьезными препятствиями на пути их широ- кого использования. Кроме того, оптимальная мощность таких энергоблоков достаточно ве- лика и составляет 1000…1100 МВт. Что каса- ется предельных значений цикла, то при со- временном уровне развития металлургии и технологии изготовления наиболее ответствен- ISSN 0204-3602. Пром. теплотехника, 2012, т. 34, №6 31 ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ ных элементов турбины предельно возмож- ные значения параметров пара составляют – по давлению 56 МПа, а по температуре – 760 °С. Котлы с кипящим слоем и циркулирующим кипящим слоем (ЦКС), получившие широкое распространение за рубежом (в мире их более 3000), хотя и обладают хорошими экологи- ческими показателями по оксидам азота и серы, но пока не позволяют без дополнитель- ных мероприятий снизить до приемлемых зна- чений концентрацию опасных для здоровья выбросов HF, HCl, Tl и ртути. Кроме того, от- ходы топок ЦКС при добавке известняка, ко- торый применяется для связывания азота, со- держат опасные и активные вещества, подле- жащие специальному захоронению. ЦКС не является единственной технологией экологически «чистого» сжигания угля. Среди других «чистых» технологий можно отметить сжигание в факеле с системами серо- и азотоо- чистки, сжигание в фонтанирующем слое, ки- пящий слой под давлением, внутрицикловая газификация угля (парогазовые установки на твердом топливе). В стадии исследования нахо- дятся схемы с ультрасверхкритическими пара- метрами пара (700 °С; 37.5 МПа), парогазовые установки с внешней газификацией угля и гиб- ридные установки на основе топливных эле- ментов. Лидирующая позиция угля в энергетике накладывает на угольные технологии высо- кие экологические требования. Необходимость решения экологических проблем заставила Евросоюз взять курс на снижение потребления твердого топлива в энергетике. К 2030 г. в Ев- ропе планируется почти 50 % электрической энергии вырабатывать за счет использования природного газа в качестве энергоносителя. Именно это решение обусловило рост потре- бления природного газа в европейских стра- нах в последние годы. 1. ТЕПЛОВАЯ ЭНЕРГЕТИКА УКРАИНЫ Современное состояние. На начало 2011 г. суммарная установленная электрическая мощ- ность украинской тепловой энергетики сос- тавляла 27,5 млн. кВт. За последние 35 лет в Украине введен в эксплуатацию блок № 4 цир- кулирующего кипящего слоя Старобешевской ТЭС (210 МВт) и выполнена глубокая модер- низация блока № 8 Змиевской ТЭС с увеличе- нием его мощности до 325 МВт. По данным Института угольных энерго- технологий (ИУЭ) НАНУ с 1998 г. 3,2 млн. кВт энергетических мощностей в Украине практи- чески не использовались, в 2010 г. 7,93 млн. кВт мощностей не эксплуатировались совсем (8 га- зомазутных энергоблоков мощностью 300 и 800 МВт и 10 пылеугольных мощностью 150, 200 и 300 МВт). Уровень изношенности основ- ных фондов украинской тепловой энергетики составляет 85…90 %. Широко используется устаревшая технология факельного сжигания пылеугольного топлива с жидким шлакоуда- лением, которая предъявляет очень жесткие требования к качеству топлива. Низкие манев- ренные возможности ТЭС ограничивают их эксплуатацию в пиковом и полупиковом ре- жиме, который характерен для энергосистемы Украины. По экологическим показателям ТЭС Укра- ины оснащены только системой улавливания твердых частиц – электрофильтрами и мо- крыми скрубберами, средняя эффективность которых составляет 95 %, и не соответствуют международным требованиям. Для украинс- ких ТЭС показатели по выбросам в атмосфе- ру составляют – 400…3200 мг/н·м3 (твердые частицы), 600…9000 мг/н·м3 (двуокись серы) и 400…1600 мг/н·м3 (оксиды азота). До 2020 г. они должны быть уменьшены – твердые части- цы до 300…1600 мг/н·м3, SOx – до 2000 мг/нм3 и NOx – до 350…600 мг/н·м3, а после 2020 г. – до 30 мг/н·м3, 200 мг/н·м3 и 200 мг/н·м3, со- ответственно, что соответствует европейским нормам. Данные МАГАТЭ свидетельствуют о том, что смертность населения, обусловленная по- следствиями производства энергии на уголь- ных ТЭС, в 10 раз выше, чем от ТЭС, использу- ющих природный газ. Практически все блоки ТЭС Украины отра- ботали проектный ресурс (100 тыс. часов). По ISSN 0204-3602. Пром. теплотехника, 2012, т. 34, №632 ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ данным ИУЭ НАНУ на 01.01.2011 г. 40 энер- гоблоков мощностью 200 и 300 МВт имеют наработку 200…250 тыс. часов, а 38 энерго- блоков такой же мощности – 260…290 тыс. часов. Девять энергоблоков мощностью 200 и 300 МВт наработали по 300…330 тыс. часов, что соответствует запредельному сроку их эксплуатации (блоки Змиевской, Приднепров- ской, Добротворской ТЭС и др.). Реконструкция и модернизация энерго- блоков. В соответствии с данными ИУЭ НАНУ энергоблоки с наработкой более 300 тыс. часов должны быть выведены из эксплуатации. Такие блоки имеют высокую аварийность (более 30 в год), их КПД составляет 30 % и менее, удель- ные затраты условного топлива превышают 400 г/кВт·час, а КПД котлоагрегата снижен до 78…83 % [1]. Разрешение на дальнейшую экс- плуатацию таких энергоблоков уже не дает за- вод-изготовитель котельного оборудования. Энергоблоки аналогичной мощности с на- работкой 200…250 тыс. часов (40 ед.) могут быть реконструированы, что позволит прод- лить срок их эксплуатации на 10…20 лет, а блоки с наработкой на уровне 260…290 тыс. часов – модернизированы для продления сро- ка их эксплуатации еще на 3…10 лет. В част- ности, программа ООО «Востокэнерго», рас- считанная до 2020 г., включает реконструкцию 17 энергоблоков Змиевской, Кураховской и Луганской ТЭС общей мощностью 4162 МВт. Например, все энергоблоки Луганской ТЭС пройдут реконструкцию к 2016 г. При реконструкции и модернизации пы- леугольных ТЭС Украины наряду с продле- нием их ресурса, большое внимание должно уделяться снижению выбросов в атмосферу до уровня европейских норм. Создание и вве- дение в эксплуатацию системы сероочистки стоит не менее 100 долл. США за 1 кВт уста- новленной мощности (обычно до 30 % от сто- имости реконструкции электростанции). На- пример, после реконструкции Кураховской ТЭС степень очистки уходящих газов составит 50 мг/н·м3 – от пыли; 400 мг/н·м3 – от SO2 и 400 мг/н·м3 – от NOx , что соответствует евро- пейским нормам. Оценки показывают, что удельная сто- имость реконструкции блоков мощностью 200 МВт с учетом мероприятий экологичес- кого плана и внедрения современных техно- логических решений составляет от 400 до 600 долл. США за 1 кВт установленной мощ- ности. Таким образом, на проведение рекон- струкции 40 энергоблоков ТЭС Украины не- обходимо затратить около 6,.0 млрд. долл. США. Модернизация 38 пылеугольных энергобло- ков потребует еще около 2,5 млрд. долл. США. Таким образом, суммарные затраты на рекон- струкцию и модернизацию 78 блоков ТЭС Украины мощностью 200 и 300 МВт составят не менее 8,5 млрд. долл. США в течение 10… 15 лет. Новые энергоблоки. Наряду с реконструк- цией и модернизацией в последующие 20 лет Украина планирует начать строительство пы- леугольных энергоблоков сверхкритическо- го давления единичной мощностью 660 МВт и суммарной мощностью от 6 до 18 млн. кВт. Для сведения, Россия запланировала в 2006… 2020 г.г. ввод в эксплуатацию 16 млн. кВт но- вых мощностей с пылеугольными блоками, в Китае только в 2006 г. были введены в экс- плуатацию более 100 млн. кВт новых генери- рующих мощностей (включая гидроэлектро- станции). Как следует из таблицы 1.1, для перспек- тивных пылеугольных станций с глубокой очисткой дымовых газов и утилизацией СО2 стоимость 1 кВт установленной мощности в 2015…2020 г.г. составит около 2500 долл. США с тенденцией незначительного снижения в по- следующие 10 лет. При этом КПД таких «эко- логичных» блоков составит только 33…39 %. Что касается пылеугольных ТЭС без систем утилизации СО2, то их стоимость (1400… 1500 долл. США за 1 кВт установленной мощ- ности) будет сохраняться практически неиз- менной в 2015…2030 г.г. По зарубежным дан- ным себестоимость производства электро- энергии для угольных технологий на сверх- критических параметрах пара составляет 6,1 цента США, при этом стоимость капи- тальных затрат в цене электричества – 48 %. ISSN 0204-3602. Пром. теплотехника, 2012, т. 34, №6 33 ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ Что касается энергоблоков с циркулирую- щим кипящим слоем (ЦКС), то их стоимость составляет 1500…1800 долл. США за 1 кВт установленной мощности, при этом КПД энер- гоблоков мощностью 200…250 МВт находит- ся в пределах 37…39 %. Выбросы в атмос- феру, хотя и находятся в рамках европейских норм, но все-таки остаются достаточно вы- сокими с точки зрения воздействия на окру- жающую среду (NOx – до 200 мг/н·м3; SOx – до 300 мг/н·м3; СО – до 100 мг/н·м3). Поло- жительным качеством энергоблоков с ЦКШ является возможность использования низко- сортных топлив – шламов и отходов углеобо- гащения, которых скопилось в Украине боль- шое количество. Таким образом, планируемая постройка до 2030 г. серии новых пылеугольных энерго- блоков на сверхкритических параметрах па- ра суммарной мощностью от 6 до 18 млн. кВт потребует больших капитальных затрат – от 15 до 45 млрд. долл. США. В целом, реконструк- ция и модернизация 78 блоков, а также стро- ительство новых энергоблоков (в среднем – 12 млн. кВт) потребуют почти 40 млрд. долл. США в течение 15…20 лет, или по 2 млрд. долл. США ежегодно. 2. ГАЗОВЫЕ ТУРБИНЫ В ЭНЕРГЕТИКЕ: МИРОВЫЕ ТЕНДЕНЦИИ Как указывалось выше, к 2030 г. в Евро- пе почти 50 % электрической энергии плани- руется вырабатывать за счет природного газа, Таблица 1.1. Стоимость угольных ТЭС (Рыжков А.Ф. и др. [4]) ТЭС 2015 - 2020 2020 - 2025 2025 - 2030 КПД, % УКЗ, евро/кВт КПД, % УКЗ, евро/кВт КПД, % УКЗ, евро/кВт Пылеугольные ТЭС без систем CCS 47 1125 47 1070 49 1015 Угольные ПГУ IGCC/CCS 35 1675 37 1510 39 1360 Пылеугольные ТЭС с системой CCS 33 1750 35 1630 37 1520 Примечание: УКЗ – удельные кап. затраты; IGSS – ПГУ с внутрицикловой газификацией угля; CCS – системы улавливания и хранения углекислого газа (1 Eвро = 1,45 $ на момент составления). т.е. за счет широкого использования газотур- бинных технологий. Уже сегодня с использо- ванием ГТУ и ПГУ в мире вырабатывается более 20 % электроэнергии, в США к 2020 г. около 40 % электроэнергии будет произво- диться за счет ГТУ и ПГУ. В развитых стра- нах удельный вес использования ГТУ для по- крытия пиковых (Рмах. – Рср.) и полупиковых (Рср – Рmin) нагрузок уже достиг 30% мощ- ностей. До 70 % прироста новых электроге- нерирующих мощностей в мире происходит за счет газотурбинных установок простого цикла (ГТУ) и парогазовых (ПГУ) установок. Четыре основных качества определили вы- сокую конкурентноспособность газовых тур- бин на мировом рынке энергетики: 1. Высо- кая степень конструктивного совершенства. 2. Большая мощность, высокая экономичность и маневренность. 3. Наилучшие показатели КПД – мощность среди всех типов тепловых ма- шин (рис. 2.1) и мощность в единице объема. 4. Малый срок ввода в эксплуатацию, низкая удельная стоимость, развитая сеть сервиса. Газотурбинные установки могут работать на различных видах топлива (газ, жидкое и твердое топливо, синтез-газ, др.), имеют хо- рошие экологические показатели. Одним из важных эксплуатационных качеств газовых турбин является высокая маневренность – быстрый старт и набор мощности в течение 10…20 минут, возможность работы в базовом режиме, при покрытии пиковых и полупико- вых нагрузок с минимальными потерями в ISSN 0204-3602. Пром. теплотехника, 2012, т. 34, №634 ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ КПД. Газовые турбины не требуют больших площадей для их размещения, срок их ввода в эксплуатацию составляет 2…3 года, удель- ная стоимость капитальных затрат на стро- ительство газотурбинных электростанций в среднем составляет 800 долл. США за 1 кило- ватт установленной мощности, окупаемость вложенных инвестиций – 2…3 года. Сегодня основными лидерами мирово- го рынка мощных газовых турбин являют- ся фирмы «General Electric», «Westinghouse Electric» (США), АВВ и Alstom (Швейцария), «Siemens» (Германия), «Mitsubishi» (Япония). Резкое увеличение заказов на ГТУ для энер- гетики произошло, начиная с 80 – 90-х г.г. ХХ в., когда на энергетический рынок выш- ли мощные (250…300 МВт) высокотемпера- турные и экономичные (КПД 35…37%) газо- вые турбины простого цикла с очень низкими выбросами вредных продуктов в атмосферу. Именно высокие технико-экономические и эко- логические показатели ГТУ предопределили Рис. 2.1. Коэффициент полезного действия и электрическая мощность тепловых машин различного типа. существенное расширение их производства и конкуренцию с пылеугольными энергобло- ками. Уже в 1997 гг. объем заказов на ГТУ и ПГУ существенно приблизился к объему заказов на традиционные паротурбинные блоки, а в 2006 г. составил уже 77 % от объема заказов на паротурбинные электростанции (рис. 2.2). Анализ мирового рынка показывает, что в пе- риод с 2010 по 2019 г.г. в мире будут выпуще- ны более 11480 газовых турбин простого цик- ла (рис. 2.3), а затраты на их производство составят 138 млрд. долл. США, т.е. в среднем около 14 млрд. долл. США ежегодно. При- чем в классе мощных газовых турбин (более 180 МВт) эти затраты превысят 40 %. Создание мощных газовых турбин прос- того цикла с высокой температурой продук- тов сгорания на выходе (550…630 °С) спо- собствовало быстрому развитию парогазо- вых установок (рис. 2.4) большой мощности и экономичности (рис. 2.5). Высокая маневрен- ISSN 0204-3602. Пром. теплотехника, 2012, т. 34, №6 35 ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ Рис. 2.2. Объемы заказов на сооружение электростанций на органическом топливе в 1997-2006 г.г. [8]. Рис. 2.3. Мировое производство газовых турбин простого цикла в 2010-2019 г.г. и затраты на их производство. ность ПГУ обеспечивается большей долей мощности газового контура (60…70 %), а также высокими параметрами пара. Термодинамический анализ показывает, что уже при температуре газа перед турби- ной 870…920 °С КПД ПГУ (43…47 %) соот- ветствует КПД лучших паротурбинных уста- новок, работающих при сверхкритических параметрах пара (Р = 30 МПа, Т = 600… 620 °С), а при температуре выше 1100 °С ПГУ с пассивным котлом-утилизатором является наиболее экономичным на сегодня типом теп- ловых машин. В настоящее время за рубежом разрабатывается четвертое поколение ПГУ с температурой газа перед турбиной на уровне 1500…1600 °С и КПД = 62…65 %. ПГУ характеризуется высоким коэффи- циентом использования топлива (до 90 %) – в современных ПГУ из 1 м3 природного газа можно получить до 4…5 кВт∙час электричес- кой и 3…4 кВт∙час тепловой энергии (в экви- валенте). Они характеризуются низким уров- нем вредных выбросов в атмосферу (NOx – менее 50 ppm, CO – менее 20 ррm), что в 2…5 раз меньше, чем у лучших пылеуголь- ных электростанций, соответствующих ев- ропейским нормам выбросов. Например, при одинаковой электрической мощности в ГТУ SGT5-800H мощностью 375 МВт выбросы Рис. 2.4. Классическая парогазовая установка [8]: 1 – электрогенератор; 2 – компрессор; 3 – камера сгорания; 4 – низконапорный парогенератор; 5 – ГТУ; 6 – газоводяной подогреватель; 7 – насос; 8 – конденсатор; 9 – паровая турбина; ----- – топливо. ISSN 0204-3602. Пром. теплотехника, 2012, т. 34, №636 ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ СО2 в атмосферу (4 кг СО2 на 1 кВт установ- ленной мощности) на 2,3 млн. тонн в год меньше по сравнению с лучшими пылеуголь- ными блоками. Удельная стоимость газовых турбин про- стого цикла и парогазовых установок, пред- ставленных на мировом рынке, показана на рис. 2.6. Как следует, наиболее востребован- ные на рынке Украины ПГУ мощностью 100 Рис. 2.5. Рост КПД парогазовых турбин ведущих мировых компаний. а) б) Рис. 2.6. Стоимость 1 киловатта установленной мощности газовых турбин простого цикла (а) и парогазовых установок (б). и 200 МВт имеют стоимость 570…650 долл. США. Учитывая инфляционные процессы, се- годняшняя стоимость ПГУ может оцениваться на уровне 800 долл. США за 1 кВт установ- ленной мощности. Что касается себестоимо- сти электроэнергии, то для ПГУ на природном газе мировая цена сегодня составляет 6,6 цента США за 1 киловатт установленной мощности, что всего на 10 % выше стоимости электроэ- нергии на пылеугольных станциях. ISSN 0204-3602. Пром. теплотехника, 2012, т. 34, №6 37 ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ Немаловажным фактором является высо- кий уровень автоматизации ГТУ и ПГУ – на- пример, обслуживание ПГУ-ТЭЦ мощностью 280 МВт в г. Дрезден (Германия) осуществля- ется командой из 80 человек. Несмотря на боль- шую мощность, ПГУ компактны, они занимают малую площадь и могут располагаться непо- средственно вблизи потребителя (промышлен- ного предприятия или города), что сокращает затраты на создание линий электропередачи и транспортировку электрической энергии. На- пример, площадь, занимаемая ПГУ-ТЭЦ мощ- ностью 280 МВт в г. Дрезден, составляет всего 100 х 92 м2. 3. ИНФРАСТРУКТУРА УКРАИНСКОГО ГАЗОТУРБОСТРОЕНИЯ Украина входит в десятку ведущих стран мира, обладающих полным циклом проектиро- вания и серийного производства газовых тур- бин для энергетики, механического привода, судостроения и авиации. В ГП НПКГ «Зоря»-Машпроект» (Нико- лаев) серийно производятся ГТУ простого цикла мощностью 3…25 МВт, созданы про- екты ПГУ мощностью до 70 МВт, совместно с Россией разработана ГТУ мощностью 110 МВт и ПГУ на ее основе мощностью 325 МВт (2 х 162,5 МВт), которая находится в эксплу- атации в России. В ближайшей разработке перспективная ГТУ простого цикла мощ- ностью 45/60 МВт, регенеративная ГТУ-16Р мощностью 16 МВт и КПД более 40 % для ГТС Украины. Большой задел имеется в об- ласти корабельных ГТУ, где Украина занимает одно из ведущих положений на мировом рынке. В ГП «Ивченко-Прогресс» (Запорожье) се- рийно выпускаются газотурбинные двигате- ли для авиации, газотурбинные электростан- ции мощностью от 1,0 до 8,0 МВт, в послед- ние годы создан проект ГТД мощностью 12 МВт с КПД = 36 % для ГТС Украины, начат проект двухконтурного ГТД АИ-28 для перспективных модификаций самолетов. В ОАО «Турбоатом» (Харьков) разрабатывает- ся проект ГТУ мощностью 190 МВт и ПГУ на ее основе мощностью 273 МВт. Рынок украинских ГТУ для энергетики и механического привода охватывает Россию, Иран, Китай, Южную Корею, Казахстан, Уз- бекистан и другие страны. За пределами Укра- ины установлены и работают более 800 га- зоперекачивающих агрегатов с украинскими газовыми турбинами различной мощности. Украинские авиационные двигатели поставля- ются более чем в 20 стран мира. Сегодня ос- новными конкурентами украинских произво- дителей на международном рынке являются «Сименс» (Германия), «Дженерал Электрик», «Пратт-Уитни», «Солар Турбайнс» (все США), «Роллс-Ройс» (Великобритания), «Nuovo Pig- none» (Италия) и «Силовые машины» (Россия). Развитая инфраструктура, высокое качес- тво продукции и сервиса украинского газо- турбостроения, большой научно-технический задел позволяют в ближайшей перспективе рассчитывать на сохранение позиций для ук- раинских газовых турбин на внешнем рынке в части энергетики, механического привода для газотранспортной системы, авиации и су- достроения. В настоящее время большой ин- терес представляет более широкое примене- ние высокотехнологичных украинских ГТУ и ПГУ в тепловой энергетике, металлургии, а также в жилищно-коммунальном секторе. Рассматривая более широкое применение газотурбинных технологий необходимо пом- нить об их экологических преимуществах. Уровень оксидов серы и азота, образующихся при сжигании угля, даже при использовании современных методов очистки дымовых га- зов оказывают значительное влияние на рост онкологических заболеваний, а неразрушаю- щиеся соединения бериллия, кадмия, никеля и хрома, даже в малых количествах, способ- ствуют повышенной смертности населения. Использование природного газа в качестве энергоносителя не является сдерживающим фактором для широкого использования газо- вых турбин, т.к. экономические и экологичес- кие характеристики газотурбинных техноло- гий по некоторым показателям превышают показатели многих энерготехнологий. В ч. 2 ISSN 0204-3602. Пром. теплотехника, 2012, т. 34, №638 ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ рассмотрены некоторые альтернативные энер- гоносители для газовых турбин. 4. ГАЗОВЫЕ ТУРБИНЫ В ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГЕТИКЕ УКРАИНЫ: ПЕРСПЕКТИВЫ Для тепловой энергетики Украины большой интерес представляют разработки ГП НПКГ «Зоря»-Машпроект». Прежде всего, это рос- сийско-украинская ГТД-110, ПГУ-160 и ПГУ- 325 МВт на ее основе (выпускаются в России), серийные ГТУ мощностью 16 и 25 МВт и ПГУ среднего класса мощностью от 22,7 до 70 МВт на их основе (КПД = 45,3…48,5 %). Опреде- ленный интерес представляет ГТУ мощностью 190 МВт и ПГУ-273 МВт на ее основе, разраба- тываемая ОАО «Турбоатом». Но ее производ- ство сдерживает ограниченная инфраструктура предприятия необходимая для собственного производства большинства компонентов мощ- ных газовых турбин. В последние годы в мире наметилась тен- денция снижения единичной мощности источ- ников энергии (рассредоточенная генерация). Уже в середине 80-х годов прошлого века сред- няя мощность новых энергоблоков в мире со- ставила 100 МВт и она продолжает снижаться. Маркетинговые исследования, выполненные в НТУУ «КПИ», показали [1], что для Украины наиболее актуальными являются энергобло- ки единичной мощностью до 100 и 200 МВт, которые могут располагаться вблизи больших городов или в промышленных районах с повы- шенным энергопотреблением и высокими тре- бованиями по экологии. Номенклатура украин- ских ГТУ и ПГУ хорошо удовлетворяет этим требованиям. Большой потенциал для тепловой энерге- тики Украины представляет газовая турбина среднего класса ГТЭ-45/60 мощностью 45 и 60 МВт (ГП НПКГ «Зоря»-Машпроект»), ко- торая в ближайшие годы выйдет на рынок, а также ПГУ-85 и ПГУ-170 МВт средней мощ- ности на ее основе. ГТЭ-60 может работать в базовом, пиковом и полупиковом режимах, что определяет ее высокую потребность на энерге- тическом рынке (только в России она состав- ляет до 100 единиц). Коэффициент ее полез- ного действия составляет 37 %, а при работе в составе ПГУ-85 (1 ГТУ + 1 ПТ) и ПГУ-170 (2 ГТУ + 1 ПТ) – 52,1 %. Особенно интерес- но ее использование при модернизации пыле- угольных паросиловых блоков в ПГУ путем газотурбинной надстройки. При этом в зависи- мости от параметров модернизируемых блоков могут быть использованы различные тепло- вые схемы. Анализ показывает, что энергомашино- строительный комплекс Украины производит практически все оборудование необходимое для ПГУ такой мощности – турбогенераторы, паровые турбины, котлы-утилизаторы, САУ, ти- ристорные пусковые устройства и др. 4.1. Ввод новых мощностей Возможности совершенствования КПД па- ротурбинных энергоблоков мощностью 200 и 300 МВт практически исчерпаны (рис. 4.1), их дальнейшая реконструкция и модернизация способны продолжить эксплуатацию только на некоторое время. Поэтому в самой ближайшей перспективе встанет вопрос замены мощнос- тей, выводимых из эксплуатации. Одной из альтернативных энергетических технологий может быть использование газо- турбинных технологий. В качестве примера рассмотрим замену 9 пылеугольных блоков общей мощностью 2100 МВт (Добротворская ТЭС – 300 МВт; Змиевская ТЭС – 600 МВт, Приднепровская ТЭС 1200 МВт). Стоимость ПГУ такой же мощности составляет 1,68 млрд. долл. США против 5,25 млрд. долл. США при строительстве пылеугольных блоков сверхкри- тического давления аналогичной мощности. При этом на 4…5 лет сокращается срок ввода в эксплуатацию, что приносит дополнительную прибыль, улучшается экология, сокращается площадь для размещения энергоблоков и коли- чественный состав персонала. Экономическая составляющая проекта (3,57 млрд. долл. США) соответствует стои- мости 8,26 млрд. м3 газа в ценах 2012 г. (432$/1000 м3 газа), что достаточно для рабо- ты нескольких ПГУ суммарной мощностью 2100 МВт в течение 2,5…3 лет. Немаловаж- ISSN 0204-3602. Пром. теплотехника, 2012, т. 34, №6 39 ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ ным фактором является выигрыш во времени при строительстве газотурбинного энергобло- ка и экологические характеристики станции. ПГУ удовлетворяет условиям высокой ма- невренности, что очень важно для энергети- ки Украины, работающей в условиях ночного «провала» потребления электроэнергии. Основой для замены отработавших свой срок пылеугольных блоков могут стать ПГУ-85 и ПГУ-170 (2 ГТУ + 1 ПТ). Например, в но- вой ПГУ-360 в г. Адлер (Россия) используются 2 блока по 180 МВт, каждый из которых вклю- чает 2 ГТУ мощностью 65 МВт «Ansaldo Energia» (Италия) и 1 паротурбинную уста- новку (ПТУ). Срок строительства блока ПГУ составил около 2 лет, для его постройки по- требовалась малая площадь (около 2 га), об- служивающий персонал составляет около 150 человек на один энергоблок. Рис. 4.1. Возможности совершенствования паротурбинного энергоблока мощностью 300 МВт (данные ВТИ, Россия). Экономика: Поскольку себестоимость электрической энергии, произведенной ПГУ и пылеугольными блоками сверхкритичес- кого давления различаются незначительно (6,6 и 6,1 цента США, соответственно), т.е. эксплуатационные затраты соизмеримы, то их сравнение по стоимости потребленного газа и стоимости продажи электрической и тепловой энергии будет вполне корректным. При оценке использована раздельная сто- имость электроэнергии и отопления для насе- ления и промышленности в ценах 2012 г. Сто- имость природного газа для промышленности и бюджетного сектора Украины с учетом НДС составляет 4687,416 грн. за 1000 м3 ($578,7), электроэнергии – 0,298 грн./кВт∙час (населе- ние) и 0,994 грн./кВт∙час (промышленность и бюджетный сектор), тепловой энергии – 333,4 грн./Гкал (население) и 1046,6 грн./Гкал ISSN 0204-3602. Пром. теплотехника, 2012, т. 34, №640 ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ (промышленность и бюджетный сектор). Цена электроэнергии для населения отражает сред- нее значение по регионам Украины для по- требителей различного типа (до 250 кВт∙час в месяц), а для промышленности – среднее зна- чение для потребителей 1 и 2 класса. Цена отопления для населения и промышленности (бюджетной сферы) отражает среднее значение между максимальным и минимальным значе- нием по регионам Украины в 2012 г. Продажная стоимость электроэнергии в США для промышленности составляет 0,067 долл. США, для населения – 0,11 долл. США, а в странах Евросоюза в среднем в 2 раза боль- ше. Согласно оценкам МЕА и НКРЭ, приведен- ным в NERA Economic Consulting, в Украине продажная цена электроэнергии для промыш- ленности должна составлять 0,095 долл. США с ростом до 0,102 долл. США в течение сле- дующих 5 лет. Для населения она должна сохраняться постоянной до 2025 г. и равной 0,036 долл. США. 1. 100 % выработанной электрической и тепловой энергии поставляются населению по цене 0,298 грн./кВт∙час и 333,4 грн/Гкал, со- ответственно. Суммарная стоимость продан- ной электрической и тепловой энергии соста- вит 71,52 млн. долл. США ($40,65 млн. + $30,87 млн.), а стоимость природного газа, потребляе- мого в течение 6500 часов работы – 127,9 млн. долл. США (≈ 0,2 м3 природного газа на про- изводство 1 кВт∙час электрической энергии для ПГУ средней мощности). Хотя этот вариант с эксплуатационной точки зрения выглядит неэкономичным, одна- ко существенная экономия капитальных затрат (3,57 млрд. долл. США), более ранний ввод энергоблока в эксплуатацию и снижение пла- тежей за выбросы вредных веществ в атмосфе- ру делают его экономически привлекательным. 2. 50 % электроэнергии продается населе- нию (0,298 грн/кВт∙час) и 50 % – промышлен- ности (0,994 грн/кВт·час); 50 % тепловой энер- гии поставляются населению (333,4 грн/Гкал) и 50 % – промышленности (1046.6 грн/Гкал). Суммарная стоимость выработанной энергии составляет 152,0 млн. долл. США (88,1– элек- тричество; 63,9 – теплота), а цена потребляемо- го при этом газа – 127,9 млн. долл. США. Вари- ант выгодный по эксплуатационным затратам. 3. 100 % электричества и теплоты по вы- шеуказанным ценам продаются промышлен- ности. В этом случае суммарная стоимость произведенной электрической (135,6 млн. долл.) и тепловой энергии (96,9 млн. долл.) со- ставит 232,5 млн. долл. США, а цена потребля- емого при этом газа – 127,9 млн. долл. США. Вариант – выгодный по эксплуатационным ха- рактеристикам. Результаты выполненных расчетов пред- ставлены в таблице 4.1. Экономия капиталь- ных затрат при постройке ПГУ-170 суммар- ной мощностью 2000 МВт взамен пылеуголь- ных блоков сверхкритического давления ана- логичной мощности составляет 3,57 млрд. долл. США, или 1700 долл. США на 1 кВт установленной мощности. Рассмотренные ва- рианты использования ПГУ-170 в теплоэнер- гетике Украины являются выгодными как с точки зрения капитальных, так и эксплуата- ционных затрат. Дополнительную экономию дает более высокий КПД ПГУ, что даст до- полнительную экономию при эксплуатации, а также меньший срок ввода в эксплуатацию энергоблоков ПГУ (≈ 2 года). В соответствии с поручением Президента Украины от 14.04.2011 (№1-1/661) в Украи- не начата разработка технико-экономического обоснования создания в г. Щелкино (АРК) па- рогазовой электростанции мощностью 750… 800 МВт. Рассматриваются 3 варианта уста- новки двух одновальных моноблоков ПГУ класса 400 МВт производства «Siemens» (Гер- мания), «General Electric Energy» (США), «Mitsubishi HI» (Япония). Каждый блок вклю- чает один трехконтурный котел-утилизатор с промежуточным перегревом пара и один па- ротурбинный блок номинальной мощностью 140…150 МВт. Работа ПГУ предусматривается, в основ- ном, в конденсационном режиме с выработкой тепловой энергии на уровне 53 Гкал/час, в том числе 43 Гкал/час – для потребителей г. Щел- кино. Основным, резервным и аварийным то- ISSN 0204-3602. Пром. теплотехника, 2012, т. 34, №6 41 ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ Таблица 4.1. Результаты выполненных расчетов Варианты Продажа электроэнергии населению Продажа электроэнергии промышленности Стоимость электричества и тепловой энергии Стоимость природного газа Вариант 1 100 % 0 71.52 млн. долл. США 127.9 млн. долл. США Вариант 2 50 % 50 % 152 млн. долл. США 127.9 млн. долл. США Вариант 3 0 100 % 232.5 млн. долл. США 127.9 млн. долл. США пливом для ПГУ-ТЭЦ является природный газ. Расчетные капиталовложения в строительство ПГУ-ТЭЦ составляют 1875 млн. долл. США, или 2181 долл. США за 1 кВт установленной мощности. Срок возврата инвестиций по со- оружению парогазовой электростанции со- ставляет более 7 лет. Все расчеты выполнены для стоимости природного газа 416,008 долл. США/1000 м3 (без НДС). 4.2. Пиковые и полупиковые ПГУ (ГТУ) Украина испытывает недостаток электри- ческой энергии в дневное время и ее избыток в ночное, причем эта разница достигает не- скольких сот мегаватт. На рис. 4.2 приводит- ся суточная нагрузка в типовой зимний день 2005 г. по областям Украины. Как следует, наи- большую потребность в электроэнергии ис- пытывают 4 области – Донецкая, Днепропе- тровская, Запорожская и Луганская, которые потребляют почти 50 % электроэнергии, вы- рабатываемой в Украине. Среднюю часть гра- фика нагрузок представляют г. Киев, Харьков- ская и Одесская области, а южные и западные регионы характеризуются невысокой абсолют- ной потребностью в электрической энергии. Каждая область Украины имеет свой гра- фик суточных нагрузок электрической энер- гии с максимумами и минимумами в дневное и ночное время. При этом разница между мак- симальной и минимальной нагрузкой состав- ляет в Киеве – около 800 МВт, в Донецкой обл. – 600 МВт, в Сумской и Тернопольской обл. – 130…140 МВт, а в целом по Украине – более 6000 МВт (рис. 4.3). Минимальной не- равномерностью нагрузки характеризуется Днепропетровская обл., а максимальной – слабо развитые в промышленном отношении Хмельницкая и Тернопольская обл. (рис. 4.4). Согласно письму Государственной инс- пекции Украины по надзору за режимами по- требления электрической и тепловой энергии от 18.06.2010 № 01/11-2548 в 2009 г. нерав- номерность потребления электроэнергии в дневное и ночное время в Украине сохрани- лась. Среднесуточная разница потребления электроэнергии в дневное и ночное время в Украине составила 7167 МВт в декабре 2009 г. и 4270 МВт – в мае 2009 г., т.е. примерно оди- накова в зимнее и весеннее время. Таким об- разом, необходимость установки пиковых и полупиковых мощностей в Украине является реальностью украинской электрической систе- мы. Рассмотрим случай установки пиковых (до 1250 часов в год) или полупиковых (3000…3200 час. в год) ПГУ (ГТУ) суммарной мощностью 1000 МВт (г. Киев – 360 МВт, Донецкая – 250 МВт, Харьковская – 230 МВт, Днепропетров- ская обл. – 180 МВт). Наиболее рационально для этой цели использовать газовые турби- ны средней мощности – ГТУ простого цикла мощностью 30…65 МВт и ПГУ мощностью 40…170 МВт. Суммарная стоимость капитальных затрат составит около 0,8 млрд. долл. США (800 долл. США за 1 кВт у. м.) против 2,5 млрд. долл. США при постройке пылеугольных блоков сверхкри- ISSN 0204-3602. Пром. теплотехника, 2012, т. 34, №642 ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ тического давления аналогичной мощности. Экономическая составляющая только от стро- ительства ПГУ (или ГТУ) составляет 1,7 млрд. долл. США и может в течение длительного времени покрывать затраты на покупку при- родного газа. Срок строительства ПГУ сред- него класса составляет 2 года, что дает допол- нительный экономический эффект за счет бы- строго ввода ПГУ в эксплуатацию. Выполним анализ возможности использо- вания парогазовых установок средней мощ- ности для покрытия пиковых и полупиковых нагрузок. Суммарная стоимость капитальных затрат составит около 0,8 млрд. долл. США (800 долл. США за 1 кВт у. м.) против 2,5 млрд. долл. США при постройке пылеугольных блоков сверхкри- тического давления аналогичной мощности. Экономическая составляющая только от стро- ительства ПГУ (или ГТУ) составляет 1,7 млрд. долл. США и может в течение длительного вре- мени покрывать затраты на покупку природно- го газа. Срок строительства ПГУ среднего клас- са составляет 2 года, что дает дополнительный экономический эффект за счет быстрого ввода Рис. 4.2. Распределение электрической мощности по времени суток для Украины в типовой зимний день [7]. Рис. 4.4. Распределение электрической мощности по времени суток для некоторых областей Украины [7]. Рис. 4.3. Распределение электрической мощности по времени суток для Украины и Днепропетровской обл. [7]. ПГУ в эксплуатацию. Выполним анализ возможности использо- вания парогазовых установок средней мощно- сти для покрытия пиковых и полупиковых на- грузок. ISSN 0204-3602. Пром. теплотехника, 2012, т. 34, №6 43 ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ Пример 1. Три пиковые ПГУ-85, установ- ленные на одной площадке, что характерно для Донецкой обл., используются в утреннее и дневное время для покрытия пиковых на- грузок по электричеству промышленностью в утреннее время (8 – 11) и населением – в вечернее время (20 – 22). Среднегодовая на- грузка 1250 часов – 500 часов для населения и 750 часов для промышленности. Произ- веденная электроэнергия составит 318 млн. кВт∙часов, а общая стоимость продажи для на- селения и промышленности составит 28,1 млн. долл. США. Стоимость произведенной при этом тепловой энергии для населения составит около 8,9 млн. долл. США. Суммарная стои- мость продажи электрической и тепловой энер- гии составляет 37 млн. долл. США, что превы- шает стоимость использованного природного газа (36,8 млн. долл. США). Этот вариант эко- номически выгодный как по капитальным за- тратам (434 млн. грн.), так и экономическим показателям. Пример 2. Три ПГУ-85, установленные на одной площадке, работают в полупиковом режиме – 7…8 часов утра для населения, 11… 20 часов для промышленности и 22…23 часов для населения. Среднегодовая нагрузка каж- дой ПГУ – 3250 часов, из них 590 часов для населения и 2660 часов для промышленности. Такая потребность соответствует нескольким областям Украины, например Одесской облас- ти. Ежегодная стоимость продажи электричес- тва составит 88,8 млн. долл. США, а теплоты (населению) – 23 млн. долл. США. Суммарная стоимость продажи электричества и теплоты – 111,8 млн. долл. США, что более чем на 16 % превышает стоимость потребляемого при этом газа (96 млн. долл. США). В данном случае ис- пользование парогазовых установок для покры- тия полупиковых нагрузок является выгодным как по капитальным затратам (434 млн. долл. США), так и экономическим показателям. Таким образом, использование ПГУ для покрытия пиковых и полупиковых нагрузок является целесообразным как по капиталь- ным, так и по эксплуатационным затратам. 4.3. Газотурбинная надстройка Модернизация старых паротурбинных бло- ков за счет газотурбинной надстройки (рис. 4.5, сброс продуктов сгорания ГТУ в низконапор- ный котел) широко используется в мировой тепловой энергетике [2 – 4], что на 8…10 лет увеличивается ресурс и может служить альтер- нативой модернизации и реконструкции пыле- угольных блоков. В результате улучшаются КПД, маневрен- ные и экологические характеристики электро- станции. ГТУ-надстройка имеет много пре- имуществ по сравнению с сооружением новой паротурбинной станции или ее реконструкци- ей. К ним относятся наличие готовой площад- ки и высоковольтных линий, меньший объем строительных работ, малый срок ввода в экс- плуатацию (2…3 года), низкие удельные ин- вестиционные затраты за счет максимального использования существующего оборудования. Наличие в Украине газопроводов высокого давления снимает вопрос использования газо- компрессорной установки для повышения дав- ления газа до 1,5…2,0 МПа на входе в камеру сгорания газовой турбины. По сравнению со всеми другими варианта- ми реконструкции ТЭС Украины газотурбин- ная надстройка является наиболее оптималь- ным решением для угольных и газомазутных энергоблоков мощностью 200 и 300 МВт. Для газотурбинной надстройки к украинским пыле- угольным блокам мощностью 200 и 300 МВт могут быть использованы серийная украинская ГТУ-25 МВт и ГТЭ-60 МВт (ГП НПКГ «Зоря»- Машпроект»). Украина имеет достаточный опыт работы в этом направлении. Примером успешного при- менения газотурбинной надстройки является использование двух газотурбинных установок ГТУ-25 МВт (ГП НПКГ «Зоря»-Машпроект») при реконструкции паротурбинного блока ПТУ-160 МВт Березовской ГРЭС (Белорус- сия) и его преобразование в ПГУ-215 МВт. При реконструкции двух паротурбинных бло- ков их суммарная мощность возросла с 320 до 430 МВт. При этом КПД блока увеличился до ISSN 0204-3602. Пром. теплотехника, 2012, т. 34, №644 ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ 39…40 %, расход газа возрос только на 5 %, а удельный расход газа уменьшился на 15 % в расчете на 1 кВт·час электроэнергии. Расчет- ный срок эксплуатации станции увеличился на 20 лет. Стоимость модернизации энергоблока в це- нах 2003 г. составила 34 млн. долл. США, или около 100 долл. США в расчете на 1 кВт мощно- сти. Это ниже, чем при реконструкции и модер- низации украинских ТЭС, которая проводится в настоящее время (400…600 долл. США). По литературным данным [4] при газотур- бинной надстройке оптимальное отношение электрических мощностей ГТУ и ПГУ нахо- дится в пределах 15…30 %. При использова- нии двух ГТУ-25 или одной ГТЭ-60 для га- зотурбинной надстройки украинских блоков 200 и 300 МВт это отношение находится в оптимальных пределах. Ограничением для данной схемы является суммарный расход че- рез паровой котел, который не должен превы- шать проектного значения более чем на 50 %. В ГП НПКГ «Зоря»-«Машпроект» разра- ботано технико-коммерческое предложение на создание ПГУ-220 путем надстройки ГТЭ-60 к существующему паросиловому блоку 150 МВт Приднепровской ТЭС [5]. После реконструк- ции блок может работать как в режиме ПГУ, так и в режиме паросиловой установки. Элек- трический КПД при «подтопе» природным газом увеличится с 31,6 % до 44,5 %, а при «подтопе» угольной пылью – от 31,1 % до 43,8 %. Удельный расход условного топлива при «подтопе» природным газом уменьшит- ся с 387,4 до 275,6 г/кВт·час, а при «подтопе» угольной пылью – от 394,1 до 280,4 г/кВт·час. Это превышает характеристики пылеугольных котлов Украины после модернизации и рекон- струкции. При реконструкции котлов ТПП-312, ши- роко распространенных в тепловой энергетике Украины, может быть использована газотур- бинная надстройка в сочетании со стадийным сжиганием топлива. В этом случае в нижней Рис. 4.5. Схема газотурбинной надстройки пылеугольных энергоблоков на докритических параметрах пара [8]: 1 – электрогенератор; 2 – компрессор; 3 – камера сгорания; 4 – низконапорный парогенератор; 5 – ГТУ; 6 – газоводяной подогреватель; 7 – насос; 8 – конденсатор; 9 – паровая турбина; ----- – топливо. ISSN 0204-3602. Пром. теплотехника, 2012, т. 34, №6 45 ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ части топки угольная пыль сжигается с избыт- ком воздуха (1,05…0,95), что ниже проектного значения. Выше основных горелок подается природный газ в количестве 2,9 кг/c, а в верх- нюю часть топки (зону догорания) в качестве третичного воздуха подаются продукты сгора- ния газовой турбины в количестве до 140 кг/c, что обеспечит полное сгорание топлива. Результаты испытаний на Ладыжинской ТЭС показали снижение выбросов окислов азота на 40…50 %. Рассмотренный вариант использования выхлопных газов ГТУ позво- ляет упростить решение задачи продления ре- сурса и надежной работы паросилового обо- рудования энергоблока (на 50 тыс. часов и более), особенно после 170 тыс. эксплуатации, снизить выбросы двуокиси углерода на 10... 15 % и на 1…2 % увеличить КПД котла. Расчеты показывают, что при использо- вании в качестве газотурбинной надстройки ГТУ V94.2 компании «Siemens» (Германия) электрическая мощность блока увеличится с 260…270 МВт до 390…430 МВт, а КПД энер- гоблока возрастет до 43…45 %. При затратах на уровне 265…275 долл. США за 1 киловатт установленной мощности, срок окупаемости составляет 6…8 лет. 4.3.1. Газомазутные котлы Фирма «Siemens» (Германия) разработа- ла предложение по газотурбинной надстройке к газомазутным блокам Украины мощностью 800 МВт, которые простаивают в течение мно- гих лет и могут стать непригодными для экс- плуатации в самое ближайшее время. Для бло- ков Запорожской и Углегорской ТЭС (800 МВт) использование в качестве надстройки ГТУ-150 МВт позволяет достигнуть КПД = 45 %, что на 8…10 % выше, чем у самого экономичного па- ротурбинного блока. При мощности 920 МВт за счет высокого КПД дополнительная мощ- ность 120 МВт будет получена без дополни- тельных затрат топлива, что эквивалентно 660 млн. кВт∙часов электроэнергии при годо- вой загрузке в 5500 часов (более 80 млн. долл. США). Расчеты показывают, что при надстройке энергоблоков 800 МВт четырьмя газотурбин- ными установками ГТЭ-60 производства ГП НПКГ «Зоря»-Машпроект» мощность энерго- блока увеличится на 29 %, а КПД возрастет с 41 до 47 %. ЛИТЕРАТУРА 1. Теплова енергетика. Нові виклики часу. Зб. статей за загальною редакцією П. Омелья- новського та Й. Мисака. // Львів: Вид. НВФ «Українські технології». – 2009.– 658 c. 2. Клименко В.Н., Мазур А.И., Сабашук П.П. Когенерационные системы с тепловыми двига- телями. Справочное пособие. Часть 1. Общие вопросы когенерационных технологий // К.: ИПЦ АЛКОН НАН Украины.– 2008.– 559 с. 3. Клименко В.Н., Мазур А.И., Сигал А.И. Когенерационные системы с тепловыми дви- гателями. Справочное пособие. Часть 2. Газо- турбинные когенерационные технологии // К.: ИПЦ АЛКОН НАН Украины.– 2011.– 791 с. 4. Актуальные проблемы теплоэнергетики. Материалы III Международной научно-прак- тической конференции. 21-23 ноября 2007 г. // Екатеринбург: Изд. ООО «ИРА УТК.– 2007.– 450 с. 5. http://www.zorya.com.ua. http://ivchenko- progress.com/welcome.do 6. Борисенко А.В. Перспективные техноло- гии генерации для ТЭЦ Украины // Энергетика и электрификация. – 2001. – № 2. – С. 2-7. 7. Долінський А.А., Тимченко М.П., Халатов А.А., Меженний С.Я., та інші. Сучасний стан і основні напрямки застосування електричної енергії для теплопостачання в Україні // Вид. ФОП «Купріянова О.О.». – 2007. – 251 c. 8. «Энергетика: история, настоящее и бу- дущее». T. 3 Развитие тепловой и атомной энергии. – 2008. // Киев: Изд. ООО «Редакция издания «Энергетика, настоящее и будущее». – 2008. – 528 с. Получено 29.10.2012 г.

Схожі ресурси