Огляд та дослідження ринку вітчизняного турбінобудування

    Практична реалізація парогазових установок  почалася в 60-х роках. Тоді було створено кілька малих ПГУ з високонапірним парогенератором ВПГ-120 і газовою турбіною потужністю 4 МВт, які дотепер успішно експлуатуються (напри клад, на ТЭЦ-6 ВАТ "Ленэнерго"). Так, промислова парогазова електростанція із трьох енергоблоків безперебійно постачає енергією об’єднання заводів у Санкт-Петербурзі при річному напрацюванні енергоблоків близько 7600 год.

    Незважаючи  на підготовлені передумови для розвитку цього напрямку, у наступний період (аж до середини 90-х років) мали місце  тільки два випадки впровадження парогазових установок у вітчизняну енергетику, пов’язані зі створеним наприкінці 60-х років на Харківському турбінному заводі газотурбінним двигуном ГТ-35-770 потужністю 35 МВт.

    У 1972 р. установка ПГУ-200 сумарною потужністю 170 МВт, виконана за схемою з високонапірним парогенератором, була введена в експлуатацію на Невинномиській ДРЕС. Повітря, стиснуте в компресорі ГТД, направлялося в топку котла, брало участь у спалюванні палива, виробництві пари і тільки потім із залишковими температурою і тиском надходило в газову турбіну. До складу ПГУ-200 крім двигуна ГТ-35-770 входили парогенератор ВПГ-450 і парова турбіна К-160-130 виробництва Харківського турбінного заводу. Дана установка дотепер успішно експлуатується. Річне напрацювання енергоблока з високонапірним парогенератором досягає 7940 год при напрацюванні на відмову 11000...14000 год, що на 10...30 % краще, ніж у паротурбінних блоків з турбінами К-300-240 і К-800-240.

    Другою  спробою створення в Радянському  Союзі потужних парогазових установок  стали розробка і промислова експлуатація двох енергоблоків ПГУ-250 потужністю 250 МВт, установлених у 1980 і 1982 рр. на Молдавській  ДРЕС. Дана установка була створена за схемою зі скиданням продуктів згоряння від ГТД у низьконапірний газомазутний парогенератор. До складу кожного блока входили газотурбінний двигун ГТ-35-770 і парова турбіна К-210-130. Річне напрацювання кожного агрегату складає в даний час 7460 год. Середньоексплуатаційне зниження питомої витрати палива порівняно з паротурбінними блоками становить 3...5 %.

    Необхідно відзначити вдалу спробу застосування газотурбінних агрегатів з утилізацією тепла газів розробки СПБ "Машпроект" на комерційних суднах і кораблях ВМФ у 70.80-х роках. У 1979.1987 рр. агрегатом М25 були оснащені чотири контейнеровози проекту 1609 "Капитан Смирнов". Теплоутилізаційний контур (ТУК) ГТА базувався на спеціально розробленому малогабаритному утилізаційному котлі КУП 3100 із примусовою циркуляцією змійовикового типу. При загальній потужності агрегату 18,4 МВт в паровій турбіні було отримано 4,3 МВт шляхом утилізації. Питома витрата палива при цьому була знижена на 25 % (до 0,238 кг/(кВт·год)).

    Черговим  етапом у розвитку корабельних енергетичних установок стало створення колективом СПБ "Машпроект" агрегату М21 для ракетних крейсерів проекту 1164 "Слава". Його маршовий двигун М70 був також обладнаний теплоутилізаційним контуром.

    Агрегат М21 дотепер успішно експлуатується на декількох крейсерах, забезпечуючи високу економічність на малих ходах. Використання ТУК поряд зі зниженням  питомої витрати палива забезпечило  підвищення потужності на 25 % і значне збільшення ресурсу маршового двигуна на режимах оперативно-економічного ходу.

    Недостатня  увага уряду до парогазових установок  у цей період обумовлюється тим, що в 70.80-х роках пріоритетним напрямком для радянської енергетики стає будівництво гігантських атомних і гідравлічних електростанцій потужністю в тисячі мегаватів. Парогазовим установкам, які мали меншу агрегатну потужність і знаходилися лише на перших етапах свого розвитку, приділяється значно менша увага.

    Події політичного життя країни першої половини 80-х років і пов’язані  з ними наростаючі проблеми в економіці поступово призвели до майже повного припинення фінансування досліджень у даному напрямку. Проте саме в цей період у закордонному газотурбобудуванні відбулися події, що докорінно змінили ставлення у світі до парогазових установок.

    На  початку 80-х років провідні фірми  стали запроваджувати в дію газотурбінні агрегати простої теплової схеми нового покоління. Початкова температура газу цих ГТА зросла з 1100...1200 до 1400...1500 К і більше. Унаслідок цього була подолана існуюча температурна границя (близько 1350 К), за межами якої найбільш ефективною стає ПГУ не з високонапірним чи низьконапірним парогенератором, а з котлом-утилізатором. У таких установках високі значення (понад 750 К) температури продуктів згоряння за турбінною частиною дозволяють забезпечити прийнятні значення тиску і температури пари для паросилового циклу.

    Перший  подібний агрегат з початковою температурою продуктів згоряння 1370 К був зібраний у 1981 р. німецькою компанією "Siemens" (так звана серія Е). Його потужність складала 150 МВт, власний ККД . близько 33 %, а ККД парогазових установок, побудованих на його основі, перевищував 50 %.

    Після цього почався справжній бум  у будівництві ПГУ. Наступні покоління енергетичних ГТД відразу проектувалися і для автономної роботи, і для експлуатації в парогазовому циклі. Газотурбінні агрегати серії F (початкова температура продуктів згоряння 1450...1530 К), з’явившись у 1992 році, уже через два роки поступилися лідерством серії FA, турбіни якої витримували понад 1550 К. Зараз іде вдосконалювання установок наступної серії - G.Н. Лідери галузі (компанії "General Electric", "Alstom", "Siemens") розробляють ГТА потужністю 300 МВт із початковою температурою газу в діапазоні 1600...1700 К, доводячи їх ККД до 39,5 %.

    Досягнення  в цій галузі привели до того, що світове щорічне введення парогазових  установок у період 1997.2006 рр. складає 25 ГВт (35 % від сумарної потужності електростанцій на органічному паливі), що майже  вдвічі більше, ніж у попередньому десятилітті.

    Унаслідок зазначених раніше причин енергетика Радянського Союзу виявилася неготовою до зміни напрямку розвитку в бік високоекономічних ПГУ з котлами-утилізаторами, з яких наявні теоретичний і практичний заділи були недостатніми.

    Процес  створення сучасних парогазових  установок відновився в Україні  і Росії в середині 90-х років.

    У 1996 р. була створена перша російська  парогазова установка з котлом-утилізатором ПГУ-35 для компресорної станції "Грязовец" (Росія). Вона містить у собі: один газотурбінний агрегат ГТН-25 ВАТ "Невский завод"; котел-утилізатор КГТ-50/16-500 ВАТ "Белгородский завод энергомашиностроения"; парову турбіну К-11-10П ВАТ "КТЗ"; нагнітач типу 235-23-1 потужністю 10 МВт ВАТ "Невский завод"; повітряно-конденсаційну установку з проміжним теплоносієм.

    Схема установки - з одним тиском пари, обидва агрегати (ГТН-25 і К-11-10П) є приводами нагнітачів природного газу компресорної станції магістрального газопроводу. ПГУ була успішно введена в дію і на лютий 2003 р. відпрацювала більше 2000 год, підтвердивши правильність усіх основних технічних рішень та розрахункових економічних показників. Недостатнє напрацювання зумовлюється головним чином простоями через несправність газотурбінного агрегату ГТН-25.

    У 2000-2001 рр. введена в експлуатацію перша з запланованих чотирьох ПГУ-450Т для ВАТ "Северо-Западная ТЭЦ" (м. С.-Петербург). До складу установки входять: два газотурбінних агрегати ГТЭ-160 потужністю по 150 МВт виробництва ВАТ "ЛМЗ"; два котли-утилізатори П-90 ВАТ "Подольский машиностроительный завод"; одна теплофікаційна парова турбіна Т-150-7,7 потужністю 150 МВт виробництва ВАТ "ЛМЗ"; три генератори з повітряним охолодженням ТФГ(П)-160-2УЗ ВАТ "Электросила".

    Парогазова  установка створена за дубль-блоковою схемою з двома тисками генерованої пари і 2.4-ступінчастою системою підігріву мережної води. У даний час енергоблок успішно експлуатується і підтверджує проектні характеристики. Рівень технічних параметрів ПГУ-450Т відповідає початку розробки (1992.1993 рр.). Передбачається встановлення даної ПГУ також на Краснодарській ТЕЦ, Щекінській і Пермській електростанціях.

    У 1997 р. введена в дію парогазова установка ПГУ-300Т на ВАТ "Южная ТЭЦ" С.-Петербурга, реалізована як реконструкція енергоблока Т-250-240 з котлом ТГМП-344А надбудовою його газотурбінним агрегатом GT-8C виробництва концерну "Alstom". ГТА забезпечує близько 50 % окисника, необхідного для роботи котла з номінальною паропродуктивністю. Інші 50 % подає дуттьовий вентилятор.

    У розглянутій установці охолодження  газів, що йдуть з котла, здійснюється не в газоводяних теплообмінниках, а в обертовому регенеративному підігрівнику за допомогою надлишкового повітря. Останній виконує роль проміжного теплоносія, що передає тепло газів котла живильній чи мережній воді.

    Унаслідок ряду недоліків дана реконструкція  спричинила деяке зниження надійності роботи установки і значні додаткові  втрати тепла. Замість проектного приросту ККД на 1,0...1,5 % парогазовий блок забезпечує ту ж економічність, що і паросиловий до реконструкції. Тому з погляду реалізації парогазових технологій ПГУ ВАТ "Южная ТЭЦ" являє собою, скоріше, негативний приклад.

    У 90-х роках конструкторами НВКГ "Зоря"-"Машпроект" розроблена і створена парогазова установка монарного термодинамічного циклу з подачею пари, одержуваної шляхом утилізації тепла газів, у проточну частину газотурбінного двигуна і наступним уловлюванням та поверненням у цикл води, що міститься в газах. Установка КГПТУ-16К (ДУ71) потужністю 16 МВт у даний час знаходиться в дослідно-промисловій експлуатації у складі газоперекачувального агрегату ГПУ-16К, встановленого на компресорній станції "Ставищенська" (Черкаська обл., Україна).

    У даний час рівень і темпи розвитку парогазових технологій в Україні  та Росії істотно відстають від світових. Реальні інвестиційні проекти практично відсутні, хоча на стадії техніко-економічного обґрунтування і технічних пропозицій розглядається досить широкий спектр ПГУ.

    На  основі двигунів власної розробки UGT 10000, UGT 15000, UGT 25000 та ГТД 110 НВКГ "Зоря"-"Машпроект" розробив і пропонує потенційному замовнику ряд парогазових установок бінарного циклу потужністю 13,5...325,0 МВт і з ККД, рівним 45...52 %. Розроблений також ряд контактних установок (монарного циклу) потужністю 4...40 МВт, ККД яких складає 35...43 %.

    Енергетичну установку монарного циклу ГТЭ-60С потужністю 60 МВт і ККД 51 % у даний час розробляє московське підприємство ММПП "Салют".

    На  основі створюваного агрегату ГТЭ-110 ВАТ "НПО "Сатурн" (м. Рибінськ) передбачається організація виробництва парогазових бінарних установок ПГУ-170 і ПГУ-325 потужністю 170 і 325 МВт (ККД 52 %).

    Ліцензійний агрегат ГТЭ-160 використовується ВАТ "ЛМЗ" для створення установок  ПГУ-450(Т) потужністю 450 МВт.

    На  основі розроблюваного ВАТ "Авиадвигатель" разом з ВАТ "ЛМЗ" агрегату ГТЭ-180П планується створення парогазових установок ПГУ-270 (ККД 55,3 %) і ПГУ-540 (ККД 55,4 %).

    Конструкторами  ВАТ "ТМЗ" виконано технічний проект агрегату ПГУ-150 потужністю 150 МВт і ККД 50,5 %.

    На  базі двигуна НК-16СТ ВАТ "Сумське  НВО ім. М.В. Фрунзе" розробило установку ПГУ-22.

    Створювані  підприємствами України і Росії  парогазові установки бінарного термодинамічного циклу (рис. 1.3) виконані за схемою моноблока (а і б) чи дубль-блока (в).

    Моноблокову схему (один ГТД з паровим котлом-утилізатором та одна парова турбіна) мають агрегати ПГУ-170 ВАТ "НПО "Сатурн", ПГУ-270 ВАТ "Авиадвигатель", UGT 10000CC1, UGT 15000CC1, UGT 25000CC1 і UGT 110000CC1 НВКГ "Зоря"-"Машпроект". У моноблоках ПГУ-170 і ПГУ-270 газотурбінний двигун та парова турбіна приводять в обертання той самий генератор струму (див. рис. 1.3,а), в установках НВКГ "Зоря"-"Машпроект" . два незалежних генератори (див. рис. 1.3,б).

    За  схемою дубль-блока (два ГТД та одна парова турбіна, що використовує пару від двох котлів-утилізаторів; кожен працює на свій генератор) виконані ПГУ-325 ВАТ "НПО "Сатурн", ПГУ-450(Т) ВАТ "ЛМЗ", ПГУ-540 ВАТ "Авиадвигатель", ПГУ-150 ВАТ "ТМЗ", UGT 10000CC2, UGT 15000CC2, UGT 25000CC2 і UGT 110000CC2 НВКГ "Зоря"-"Машпроект".

    В усіх розглянутих проектах котли-утилізатори  забезпечують одержання пари двох тисків. В агрегатах ПГУ-270 і ПГУ-540 додатково  передбачається введення проміжного перегріву  пари.

    3.3. Когенераційні газотурбінні установки 

    Газотурбінні  установки, що забезпечують спільне  вироблення електричної і теплової (у котлі-утилізаторі у вигляді пари чи гарячої води) енергії, одержали назву когенераційних. Електрична потужність у таких установках визначається потужністю газотурбінного двигуна, а величина теплової потужності може змінюватися в широких межах при виборі схеми теплоутилізаційного контуру (парового чи водяного, спільного парового і водяного або контуру, оснащеного додатковою камерою згоряння та ін.).

    Когенераційні установки мають високе значення коефіцієнта використання хімічної енергії палива (КВП = 75...85 %) і найбільш ефективні як електростанції для промислових підприємств та комунальних господарств, де є постійна потреба як в електричній, так і в тепловій енергії у вигляді гарячої води чи пари.

    У даний час теплоенергетика України  і Росії має ідеальні умови  для застосування технологій когенерації. Протягом десятиліть створювалася розгалужена система котелень для централізованого теплозабезпечення і гарячого водопостачання в містах та великих населених пунктах, яка забезпечувала близько 85 % необхідної теплової енергії. З екологічних причин переважна більшість котелень муніципального теплопостачання працює на природному газі, завдяки чому частка газу у витраті палива на теплопостачання перевищує 75 %. Усього на опалення витрачається більше 20 % газу,споживаного економікою цих країн. Ще 60...70 % природного газу витрачається в промисловій теплоенергетиці, де також існує можливість застосування комбінованого виробництва електричної енергії і тепла, використовуваного далі в технологічних процесах.