Высокоэффективная газотурбинная установка с рециркуляцией

Высокоэффективная газотурбинная установка (ГТУ) с рециркуляцией продуктов сгорания при высоком давлении
Здесь кратко излагается суть предложения, технико-экономический
эффект, возможные пути внедрения и основные технические и организационные проблемы внедрения. Отдельно прилагается развернутое описание со
схемами, теоретическим обоснованием и результатами расчетов, представляющее расширенный вариант статей в журналах «Теплоэнергетика» и «Газотурбинные технологии».
Краткая история вопроса
В Российской Федерации примерно 70% электроэнергии вырабатывается на
тепловых электростанциях (ТЭС) со средневзвешенным КПД 36,3%. Основу теплоэнергетики составляют паротурбинные энергоблоки 60-80 г.г. прошлого века с
КПД на угле 36-38% и на природном газе 41-43%. В наиболее развитых странах
уже широко используются бинарные (парогазовые установки, ПГУ), имеющие
КПД порядка 55%.
Крайнюю важность повышения КПД показывает, например, то, что при
повышении среднего КПД наших теплоэлектростанций с 36,3 до 52% прирост
производства электроэнергии без увеличения затрат топлива (и соответствующего
выброса в атмосферу парниковых газов) был бы равен выработке электроэнергии
всеми атомными и гидростанциями РФ вместе взятыми (!!!) Вследствие этого
тема достойна внимания первых лиц государства.
Предлагается газотурбинная установка (ГТУ), имеющая в самом пессимистическом варианте КПД 50-52%, т.е. такой же, как у отечественных ПГУ, а в
наиболее оптимистическом 57-59 %, т.е. такой же, как у лучших зарубежных
ПГУ. Есть основания полагать, что при одинаковой с ПГУ энергоэффективностью
она может быть дешевле и иметь меньший срок окупаемости, чем ПГУ.
Основная техническая идея связана с преодолением старой дилеммы, в свое
время так и не решенной мировым газотурбостроением. В 60-70 годы предпринимались попытки повысить КПД за счет регенерации тепла. Величина КПД равна
отношению разности мощностей ступеней турбин и компрессоров к подведенной
тепловой энергии. При предварительном подогреве воздуха перед камерой сгорания горячими продуктами сгорания с выхода турбин в регенеративном теплообменном аппарате (РТОА, регенератор) количество тепла, необходимое для нагрева до нужной температуры перед турбиной, уменьшается. Вследствие этого
уменьшается потребный расход топлива и растет КПД.
Теоретически давно известно, что при небольшой степени повышения давления в компрессоре (примерно с 1 до 4 атмосфер) и высокой степени регенерации тепла (свыше 90%) можно получить КПД установки 60% уже при температуре перед турбиной 1400 К, давно освоенной в ГТУ. Однако при давлении воздуха
порядка 4 атм эффективность теплообмена крайне низка и реально практически
невозможно получить эффективность РТОА свыше 80%. Но при эффективности
теплообменника не 90-95%, а 80% общий КПД будет ниже, чем при отсутствии
регенерации тепла, но оптимальной степени повышении давления в компрессоре
(≈ 15-20)
При повышении давления за компрессором, например, до 10 атм., эффективность регенератора возрастает, а низкий коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания с выхода турбины можно компенсировать оребрением теплопередающей поверхности. Но при повышении давления возрастает температура воздуха
на выходе компрессора. Степень снижения давления в турбине также возрастает,
при этом снижается и температура за турбиной. Располагаемая разность температур между выходами турбины и компрессора резко снижается, как и степень отклонения от цикла Карно и термодинамический выигрыш от введения регенерации. В этом и состоит упоминавшаяся дилемма.
В конце концов это привело к отказу от регенерации тепла и повышению
КПД простого цикла путем форсирования температур перед турбиной до 15001700 К и выше. На этом пути с учетом совершенствования геометрии проточной
части турбин и компрессоров были достигнуты существенные успехи, и КПД ГТУ
достиг величины 40%, тремя десятилетиями раньше полученной на паротурбинных установках.
Основные технические идеи
Преодоление упомянутой дилеммы достигается за счет схемного решения,
т.е. иного соединения основных агрегатов – турбин, компрессоров, камеры сгорания, теплообменников. Для этого:
1. В составе установки создается частично замкнутый контур, в котором
отношение давлений близко к оптимальному значению, например, 5, а сами величины давления достаточно велики (например, на входе и выходе компрессора
циркуляционного контура соответственно 5 и 25 атмосфер). Проведенный анализ
показал, что интенсивность теплопередачи при одинаковых гидравлических потерях возрастает примерно на порядок, что делает реальным достижение эффективности РТОА 90-95% при разумных массогабаритных характеристиках. При этом
КПД замкнутой части ГТУ ≈ 60%.
2. Для уменьшения негативного влияния разомкнутой части цикла с более
низким КПД на общий КПД установки минимизируется отношение расхода воздуха разомкнутой части к циркулирующему расходу. Это достигается тем, что
камера сгорания установлена за компрессором разомкнутой части контура и сгорание происходит при соотношении «свежего» воздуха и топлива, близком к стехиометрическому (т.е. по уравнению химической реакции горения). При этом
температура продуктов сгорания составляет примерно 2000-2200 К. Температура
циркулирующего потока перед турбиной повышается за счет подмешивания этих
высокотемпературных продуктов сгорания. Так как циркулирующие продукты
сгорания подогреваются в регенераторе до 950 – 1050 К, относительный расход
газа в разомкнутой части может быть примерно втрое ниже циркулирующего расхода. В наиболее термодинамически развитом варианте схемы имеется также регенерация тепла в разомкнутой части цикла.
Требования к комплектующим агрегатам
и достижимый техническо экономический эффект
Особенность и преимущество предлагаемой установки в том, что она не
предполагает существенных технологических инноваций и базируется на освоенных технологиях и уровнях параметров входящих агрегатов. Обычно важнейшим
исходным показателем ГТУ обычно является температура перед турбиной. В
нашем случае температура перед турбиной определялась таким образом, чтобы
при принятой степени расширения температура на ее выходе составляла 700-800
ºС, что определяется работоспособностью теплообменника с учетом характеристик существующих жаропрочных сталей или никелевых сплавов.
КПД лопаточных машин – турбин и компрессоров - задавалось с учетом достигнутого уровня, чтобы они были не слишком завышенными и не слишком заниженными. КПД (эффективность) теплообменников определялась в результате
теплогидравлического расчета.
Для термодинамического расчета схемы приняты три варианта исходных
данных: «пессимистический», «умеренно-оптимистический» и «оптимистический». Все цифры приведены в приложении, здесь отмечу, что эффективность
теплообменников для принятых вариантов составляет 90%, 93% и 96%. Основные
результаты расчета:
Вариант исходных данных
«Пессимистический»
«Умеренно-оптимистический»
«Оптимистический»
КПД на клеммах
электрогенератора
50,6%
54,6%
58,9%
Температура
турбиной, К
1405
1559
1633
перед
Для «пессимистического» варианта температура горячего газа на выходе
турбины принята 700 ºС, для остальных вариантов 800 ºС. В первом случае теплообменник может быть выполнен из жаропрочных сталей. В остальных могут потребоваться более дорогостоящие сплавы на никелевой основе, стоимостью примерно 2 млн. руб. за тонну. Проведены расчеты потребной поверхности и массы
теплообменников в расчете на установку мощностью 50 МВт (см. приложение).
Вследствие значительной интенсификации теплоотдачи и уменьшения массы теплообменника эти дорогостоящие сплавы могут достаточно быстро окупаться увеличением выработки электроэнергии, несмотря на то, что для крупных установок
их все равно может требоваться многие десятки, а то и сотни тонн.
Таким образом, при одинаковом расходе топлива установка может выработать на 30-50% больше электроэнергии, чем большинство отечественных ТЭС, а
расход топлива на 1 кВт – час сокращается в среднем на треть. На столько же
уменьшается и выброс парниковых газов.
Размерность установки и возможные сферы применения
Вследствие усложнения схемы установки и соответственно сложности
управления и эксплуатации применение установки оправдано для крупных энергоустановок мощностью от 50 - 100 МВт и выше. В развитых странах мощность
крупных газотурбинных блоков достигает 300-400 МВт, что приближается к
мощности энергоблоков тепловых и атомных станций. К сожалению, отечественные газотурбинные установки на такие мощности не строятся. Насколько мне известно, «Рыбинские моторы» изготавливают ГТУ примерно на 100-150 МВт.
Наиболее целесообразно применение установки в большой электроэнергетике. В условиях единой энергосистемы и огромной потребности в обновлении
парка энергетического оборудования вопрос оптимальной размерности формулируется просто: чем больше, тем лучше. Самое главное при этом, что нет необхо-
димости разрабатывать несколько типоразмеров, за счет чего в перспективе можно обеспечить большую серийность и снизить стоимость оборудования.
В транспорте применение в авиации исключено, в основном даже не столько из-за массы теплообменника, сколько из-за того, что в схеме присутствует водяной охладитель. Зато возможно применение на морском транспорте, где охлаждающей среды в избытке.
Возможно также применение установки для привода газоперекачивающих
агрегатов.
Возможные пути внедрения и проблемы
технического характера
Разработка ГТУ будет экономически оправдана лишь в том случае, когда
максимально используются готовые комплектующие. Так как повышение энергоэффективности достигается именно за счет схемного решения, большую часть
агрегатов можно использовать в готовом виде или с небольшими доработками.
Наиболее целесообразно взять готовыми наиболее сложные агрегаты – турбины и компрессоры. Так как степень сжатия в замкнутой части контура меньше
обычной, используется часть ступеней турбин и компрессоров. Остальные агрегаты подбираются исходя из получения максимума КПД, а мощность будет такая,
какая получится.
Кроме уменьшения количества ступеней, в предлагаемой ГТУ роторы некоторых агрегатов нужно уплотнять не с одной стороны, а с обоих. Поэтому для лопаточных машин потребуется доработка, пусть не очень значительная.
В отличие от обычных ГТУ в предлагаемой установке камера сгорания работает с небольшим избытком окислителя (т.е. воздуха) при более высокой температуре. В принципе в других отраслях промышленности опыт создания таких
камер сгорания имеется.
Скорей всего, разрабатывать заново необходимо только теплообменник и
камеру сгорания, но и здесь возможны варианты. В принципе, возможно агрегирование. Для увеличения степени регенерации можно соединять имеющиеся теплообменники последовательно, а для уменьшения гидравлических потерь теплоносителей – параллельно. Но основная проблема в том, что в строительстве теплообменников, возможно, в большей степени утрачены технологии и интеллектуальный потенциал, т.к. кроме известных экономических проблем добавилось то,
что в связи с утверждением мнения о неперспективности регенерации тепла разработка регенераторов турбоустановок прекратилась задолго до 90-х годов.
Вместе с тем каких-то радикальных технологических инноваций и разработок с высокой степенью риска отрицательного результата не требуется.
Некоторые организационные вопросы и проблемы внедрения
В прилагаемом отзыве Энергетического института им. Кржижановского не
подвергается сомнению возможность технического воплощения установки и повышенная энергоэффективность. Однако для подтверждения экономической конкурентоспособности необходимо построить опытно-промышленную установку, а
на первом этапе – выполнить рабочий проект.
Такую работу могут выполнить только специалисты предприятий,
разрабатывающих и изготавливающих энергетические или авиационные газотурбинные двигатели. В принципе в РФ номинально есть десятки предприятий, выпускающих газотурбинную технику, но качественно справиться с работой,
на мой взгляд, в настоящее время способны 3- 5 предприятий.
По идее, в первую очередь это ЛМЗ (Ленинградский металлический завод), в свое время выпускавший 10% всех энергетических турбин в мире. К сожалению, насколько мне известно, в последние 20 лет он значительно утратил производственный и интеллектуальный потенциал. В более хорошем состоянии, повидимому, находятся «Рыбинские моторы» (НПО «Сатурн»). К тому же они выпускают сравнительно крупные ГТУ на 100-150 МВт. Возможно, это также
ММПП «Салют» (Москва), а также «Пермские моторы», которые разработали
проект двигателя с регенерацией тепла ГТУ-27 ПС с заявленным КПД 44%. (Здесь
регенерация по обычной схеме, поэтому прибавка КПД по сравнению с простой схемой
примерно 6%. При регенерации по схеме предложенной установки прибавка будет гораздо
выше)
Из авиационных двигателей за основу можно принять двигатели крупных
гражданских или военно-транспортных самолетов.
Также прилагается отзыв от Г.Г. Ольховского, чл-корр. РАН, до 2010 г. –
директора Всероссийского теплотехнического института (ВТИ). Гурген Гургенович взял на себя труд проверить мои цифры и поручил это своим сотрудникам. Он
не представляет, кто в наше время мог бы взяться за реализацию данного проекта.
В телефонном разговоре он пояснил, что в силу сложности схемы нужно отработать взаимодействие составляющих агрегатов на крупномасштабной опытнопромышленной установке, которое трудно поддается расчетам,что может потребовать большого объема экспериментальной доводки. Коммерческие структуры
не желают с этим связываться, они хотят нажать кнопку – и чтобы пошел ток.
Типичные возражения против предложенной схемы ГТУ
и ответы на них
1. При малой степени расширения в турбине на ее выходе получается высокая температура газа, что требует большого количества дорогостоящих никелевых сплавов.
- за счет резкого увеличения коэффициента теплопередачи в разы сокращается теплопередающая поверхность и соответственно масса теплообменника. К
тому же можно разбить теплообменник на две последовательно включенные
ступени, и например, нагрев с 200 до 650 ºС осуществлять в теплообменнике
из жаропрочных сплавов, а в интервале температур 650 -800 ºС использовать никелевые сплавы, при этом потребное количество последних уменьшается примерно втрое. Кроме того, в отличие от обычных ГТУ прибавка в КПД
по сравнению с простой схемой не порядка 5%, а примерно втрое больше, есть за
что бороться.
2. В обычных паротурбинных установка можно было бы получить в конденсационном режиме при работе на природном газе не ≈ 42%, а ≈ 47% за счет
роста температуры водяного пара при замене жаропрочных сталей никелевыми
сплавами. Но давно подсчитано, что это экономически невыгодно.
- в теплообменниках ПТУ коэффициенты теплоотдачи от кипящей воды и
пара высокого давления к стенкам трубок в десятки и сотни раз выше, чем в регенераторах ГТУ. Однако с наружной поверхности трубок имеет место теплоотдача
от продуктов сгорания при атмосферном давлении, а общее термическое сопротивление определяется худшим звеном, поэтому коэффициент теплопередачи,
приведенный к внутренней поверхности трубок, в целом в предлагаемой установке будет даже выше, чем в ПТУ, т.к. коэффициент теплоотдачи к наружной поверхности трубок из-за увеличения давления может быть в 5-10 раз выше.
Кроме того, в предлагаемой установке оптимальное давление в трубках
примерно 25-30 атм., т.е. ровно в 10 раз меньше обычно применяемого давления
перегретого пара. При увеличении температуры прочностные свойства материалов быстро снижаются, но те материалы, которые при температуре 600-650 ºС
держат давление 250-300 атм, при снижении давления в 10 раз будут держать
температуру как минимум на 100 – 200 ºС выше, что как раз и требуется.
3. При более высокой температуре в камере сгорания, чем в обычной ГТУ и
небольшом избытке окислителя возможна повышенная эмиссия окислов азота и
моноокиси углерода.
- действительно, это возможно и потребует дополнительных исследований и
доработки оборудования. Но само по себе снижение потребления топлива примерно на треть соответственно снижает и образования парниковых газов, что дает
и экологический эффект.
4. На теплопередающих поверхностях может образовываться отложения
из сажи и других веществ, которые будут снижать теплообмен.
С учетом такой возможности в качестве топлива предполагается использовать природный газ, на котором и так сейчас работают большинство ТЭС. Данным вопросом я не владею, однако знаю, например, что в системе «Газпрома» в
качестве приводов газоперекачивающих агрегатов десятилетиями работают двигатели ГТУ – 4 с регенерацией тепла.
5. Эффективность регенератора не может быть выше 0,9, потому что
нет работающих агрегатов с эффективностью выше 0,8-0,85.
Во-первых регенераторы с эффективностью (КПД) выше 90% все-таки есть,
правда, в установках полностью замкнутого цикла (наша установка - полузамкнутого цикла). В 70-е годы были построены многие десятки таких установок, и у них
в регенераторе замкнутого контура эффективность примерно 93% (см. Г.Г. Ольховский. Стационарные газотурбинные установки.) Более, того на ММПП «Салют» (Москва) была создана газотрбинная установка с рекордно малой мощностью – 2,5 киловатта – в которой эффективность регенератора замкнутого контура
равна 96%. Такая высокая эффективность регенерации в установках замкнутого
типа объясняется тем, что в них, как и в предлагаемой ГТУ, прямой и обратный
потоки воздуха имеют повышенное давление. Правда, КПД установок чисто замкнутого типа не очень высок, так как они имеют два «встроенных» дефекта с
точки зрения термодинамики, которые отсутствуют в моей установке (здесь я не
буду углубляться в теорию).
Кстати, еще в 70-е годы в НПО «Гелиймаш» О.К. Красниковой был создан
теплообменник из витых трубок с проволочным оребрением, имеющий эффективность 98,75% (!!!).
Возможные первоочередные шаги по внедрению установки
Самое первое продвижение должно быть на ментальном уровне. Например,
первым идею сочетания газотурбинного и паротурбинного циклов выдвинул советский ученый Христианович; если не ошибаюсь, он работал в ЦАГИ. Когда он
заявил, что можно создать энергоустановку, в которой более 50% тепла превращается в электроэнергию, ему просто не поверили. А теперь весь мир работает по
этой схеме, а Россия отстает.
В отзыве из ЭНИН им. Кржижановского говорилось, что на первом этапе
нужно сделать рабочий проект. Но рабочий проект – это уже развитая стадия, когда выпускаются рабочие чертежи на детали, фланцы, шпильки и т.д., и в которые уже заложена технология изготовления. А перед выпуском рабочего проекта,
согласно ГОСТ, выпускается эскизный проект, а затем технический проект. В отличие от рабочего проекта эскизный проект как раз является чисто бумажной работой и может быть разработан группой специалистов с привязкой к конкретным
характеристикам изготавливаемых базовых агрегатов – турбин и компрессоров.
Стоить это может несколько миллионов рублей, но уже на этом этапе кое-что
может проясниться. К тому же специалисты предприятий представляют реальную
стоимость комплектующих с учетом доработок и могут предварительно оценить
трудоемкость разработки, примерную стоимость установки сроки проектирования
и изготовления.
На первом этапе, возможно, целесообразен следующий шаг:
От имени одной из правительственных структур на несколько ведущих
предприятий рассылается письмо с предложением оценить возможность разработки ГТУ на базе изготавливаемого этими предприятиями оборудования, ожидаемые значения основных технических параметров, стоимость и сроки разработки.
Это может быть сделано в виде технического или технико-коммерческого предложения. Данную работу предприятия будут проводить заинтересованно, если
предприятию, приславшему лучшие предложения, будет оказана поддержка на
этапе разработки, например, в виде госгарантий каким-то частным инвесторам
или государственное софинансирование, или что-то еще.
В случае успеха разработки и широкого применения ожидаемый экономический эффект мог бы измеряться десятками миллиардов рублей. В газотурбостроении прирост КПД всего на 1% осуществляется в среднем примерно за 2
года, а повышение КПД сразу на 15% эквивалентно примерно 30 годам эволюционного развития.