Способ получения пиковой электроэнергии
METHOD FOR OBTAINING PEAK ELECTRICITY

Изобретение относится к энергетике и может быть использовано для регулирования пиков суточных графиков нагрузки в системах производства электроэнергии путем аккумулирования энергии рабочего тела для газотурбинной установки.
ГТУ простого цикла и не большой единичной мощности применяют в качестве пиковой энергоустановки, так как они обладают возможностью быстрого запуска, но в этом случае 80% - 90% времени они простаивают в ожидании пиковой нагрузки, это делает их мало окупаемыми. Известен способ использования газотурбинного цикла для выработки пиковой электроэнергии, включающий аккумулирование энергии сжатого воздуха в подземных резервуарах на большом заглублении [1] - аналог. Для этого в периоды провалов электрической нагрузки в энергосистеме избыточную генерирующую мощность в системе используют для накопления сжатого атмосферного воздуха, а при возникновении пиковой нагрузки используют энергию сжатого воздуха в качестве основного компонента рабочего тела ГТУ. При этом появляется выигрыш в генерируемой мощности ГТУ, так как вся работа расширения рабочего тела в турбине расходуется полезно для энергосистемы, в то время как обычно до 2/3 работы турбины расходуется на сжатие воздуха компрессором, расположенным на одном с ней вале. Недостатками этого способа являются зависимость размещения пиковой энергоустановки от геологических предпосылок создания подземных резервуаров большого объема и давления, а не в наиболее напряженных узлах энергосистем, что увеличивает потери на транспорт пиковой электроэнергии, а так же большие гидравлические потери в скважине, соединяющей резервуар с ГТУ, и связанная с этим необходимость повышать давление воздуха в многоступенчатом осевом (из-за большого расхода) компрессоре сверх необходимого для создания запаса воздуха для ГТУ, при этом остаточный избыток этого буферного давления и массы воздуха затем невозможно использовать для выработки пиковой мощности, кроме того, создание высокопроизводительного и эффективного многоступенчатого осевого компрессора с большой степенью сжатия является отдельной труднодостижимой задачей, сжатие в нем воздуха до высокого давления, существенно превышающего необходимого давление для ГТУ, требует большого дополнительного расхода энергии. Использование ГТУ большой единичной мощности затруднительно, так как для этого потребуются большие расходы воздуха и соответствующие огромные геометрические размеры подземных резервуаров, в то время как диаметры и толщина стенок рабочих колонн скважин ограничены возможностями трубопрокатных заводов.
Известен наиболее близкий по техническому существу и достигаемому результату способ получения пиковой электроэнергии, согласно которому получение полезной работы в период максимальных нагрузок производят путем расширения газообразного рабочего тела в газовой турбине с отводом в атмосферу выхлопных газов, образующихся в камере сгорания при высоком давлении из продуктов сгорания топлива в среде окислителя, включающий аккумулирование энергии топлива и окислителя в жидком виде в промежутках между периодами максимальных нагрузок, [2] - прототип. Этот способ не требует большого расхода энергии на сжатие в компрессоре компонентов рабочего тела, предполагает возможность накопление жидкого воздуха и сжиженного природного газа (СПГ) в резервуарах при криогенных температурах с низким избыточным давлением, что дает возможность создания резервуаров большого объема, однако, ограничивает аккумулирование энергии промежутками времени между периодами максимальных нагрузок и поэтому требует повышенной производительности установок ожижения, передача потребляемой для ожижения электроэнергии от внешних источников ее генерации происходит с потерями. Кроме того, ожижение воздуха (окислителя) и топлива (природного газа) производится раздельно, в не связанных между собой технологически установках и требует больших затрат электроэнергии, а обратный процесс регазификации жидкого воздуха и СПГ требует большого расхода тепловой энергии, для чего используют сжигание газа. После останова ожижителей воздуха и природного газа на период между максимальными нагрузками для их подготовки к выходу на номинальный режим теряются энергия и ресурсы работоспособности оборудования, переходные режимы наиболее опасны с точки зрения техники безопасности производства. Применение ГТУ обычной схемы (с приводимой от турбины компрессором) обеспечивает невысокий КПД отпуска пиковой электроэнергии, не выше 35% для применяемых для этих целей ГТУ простого цикла.
Достигаемым результатом изобретения является экономия энергии в процессе ее аккумулирования и отпуска электроэнергии пиковой энергоустановкой,
Указанный результат обеспечивается тем, что в способе получения пиковой электроэнергии путем расширения газообразного рабочего тела в газовой турбине с получением полезной работы в период максимальных нагрузок с отводом в атмосферу выхлопных газов, образующихся в камере сгорания при высоком давлении из продуктов сгорания топлива в среде окислителя, включающий аккумулирование энергии топлива и окислителя в жидком виде в промежутках между периодами максимальных нагрузок, согласно изобретению используемый в качестве окислителя воздух ожижают за счет испарения сжиженного природного газа, подаваемого из криогенного аккумулятора СПГ, ожижение воздуха и природного газа производят непрерывно, включая период максимальных нагрузок, за счет выработки собственной энергии в паросиловом цикле с котлом, паровой турбиной, и конденсатором, ожижение природного газа в период максимальных нагрузок ведут по большей мере за счет нагрева флюидов жидкого воздуха.
К рабочему телу в камере сгорания, согласно изобретению, могут добавлять генерируемый в котле перегретый водяной пар.
Для поддержания температуры сопловых и рабочих лопаток газовой турбины в промежутках между периодами максимальных нагрузок, согласно изобретению, можно использовать замкнутое охлаждение конденсатом водяного пара, а для наддува и охлаждения пазух дисков и вала газовой турбины, согласно изобретению, можно использовать отборный пар паровой турбины.
Воздух перед подачей в камеру сгорания газовой турбины, согласно изобретению, можно предварительно сжимать в насосе до высокого давления, преимущественно обеспечивающем в камере сгорания давление выше критического давления воздуха, затем можно последовательно нагревать в теплообменнике-конденсаторе природного газа, рекуператоре тепла выхлопных газов газовой турбины и в котле.
За пределами периода максимальных нагрузок в камеру сгорания газовой турбины, согласно изобретению, можно подавать минимальное количество воздуха из котла и природного газа без добавления генерируемого в котле водяного пара, или без природного газа, при этом охлаждение лопаток газовой турбины можно не производить.
Осуществление способа, согласно изобретению, иллюстрируется фиг. 1, на которой изображена схема пиковой энергоустановки с криогенными аккумуляторами энергии.
На схеме приняты следующие обозначения:
2
1 - газотурбинная установка, 2 - электрогенератор, 3 - камера сгорания, 4 - паротурбинная установка, 5 - конденсатор, 6 - паровой энергетический котел, 7 - установка ожижения природного газа, 8 - криогенный резервуар СПГ, 9 - криогенный резервуар жидкого воздуха, 10 - основной воздушный компрессор, 11-дополнительный воздушный компрессор, 12 - воздушные охладители воздуха или природного газа, 13 - осушитель воздуха, 14 - абсорбционная холодильная машина, 15 - цеолитовые блоки очистки от СО и углеводородов, 16 - теплообменник-испаритель СПГ, 17 - насосы жидкого воздуха, СПГ или обессоленной воды, 18 - газораспределительный пункт, 19 - установка очистки и осушки природного газа, 20 - компрессор природного газа, 21 - резервуар обессоленной воды, 22 - ректификационная колонна разделения воздуха.
Пиковая энергоустановка мощностью 508 МВт на клеммах генератора 2 ГТУ 1, реализующая способ согласно изобретению, работает следующим образом. Атмосферный воздух после сжатия в компрессоре 10 до давления 15,5 бар охлаждается от внешней среды в теплообменнике 12, осушается в установке 13, охлаждается в рекуперативном теплообменнике и в испарителе абсорбционной холодильной машины 14 до температуры -40°С, очищается от углекислого газа в установке 15, охлаждается в рекуперативном теплообменнике и конденсируется в испарителе природного газа 16 при температуре -160°С, затем переохлаждается в рекуперативном теплообменнике и дросселируется до давления 1,05 бар в резервуаре-аккумуляторе жидкого воздуха 9 вместимостью не менее 4000 т, паровая фаза из которого отбирается через рекуперативные теплообменники компрессором 11, где сжимается до давления 15,5 бар, охлаждается от внешней среды в теплообменнике 12 и возвращается в прямой поток воздуха из компрессора 10, обеспечивая этим непрерывное накопление жидкого воздуха в резервуаре 9. В период максимальных нагрузок жидкий воздух отбирается из резервуара 9 насосом 17, в котором сжимается до давления 65 бар и подается для нагрева последовательно в конденсатор природного газа, в рекуперативный теплообменник природного газа, теплообменник выхлопных газов ГТУ, теплообменную поверхность энергетического угольного котла 6 и поступает при температуре 800°С в камеру сгорания 3, где происходит реакция горения поступающего туда же природного газа с образованием смеси газов с температурой 2207°С.Природный газ из газораспределительного пункта 18 после очистки и осушки в установке 19 вместе с потоком из компрессора 20, образованным в испарителе 16, поступает после охлаждения от внешней среды в теплообменнике 12 в установку ожижения 7, например типа «Арктический каскад» (реализованную ПАО «НОВАТЭК» на 4-й линии завода Ямал СПГ), и накапливается в резервуаре 8 вместимостью не менее 4700 т. В камеру сгорания 3 топливо поступает из резервуара 8, пройдя последовательно сжатие до давления 65 бар в насосе 17, испарение и нагрев в рекуперативных теплообменниках. Для снижения температуры газов до приемлемой по условиям надежности температуры рабочего тела 1420°С и охлаждения конструкции в камеру сгорания 3 подают водяной пар, сгенерированный и перегретый в котле 6 до температуры 575°С, и образованный из обессоленной воды, подаваемой насосом 17 в котел 6 из резервуара-накопителя 21 вместимостью не менее 1570 т.Паросиловая установка комплекса состоит из энергетического парового котла 6, предпочтительно угольного ввиду более низкой стоимости угля, генерирующего перегретый пар с параметрами 130 бар/545°С, паротурбинной установки 4 типа ПТ с конденсатором 5, деаэратором и установкой подготовки обессоленной воды, ПСУ обеспечивает энергией все компрессоры и насосы, собственные нужды паросиловой установки и прочих потребителей в размере 10%, суммарно 71 МВт. При потребности в кислороде, азоте и аргоне, может быть установлена ректификационная колонна разделения воздуха 22. Выделяемый из воздуха в установке 15 углекислый газ может быть использован в виде сухого льда.
Единичная мощность ГТУ не ограничивается другими причинами, кроме возможностей отечественного машиностроения, которое освоило производство ГТУ с расходом рабочего тела более 400 кг/с. Номинальные технические характеристики оборудования пиковой энергоустановки мощностью ГТУ 508 МВт на клеммах генератора при продолжительности работы на максимальной мощности 4 часа в сутки приведены в таблице:
КПД отпуска комплексом пиковой электроэнергии 45,0% определяется делением суммы отпускаемой пиковой мощности (электрическая мощность ГТУ 508 МВт с учетом потерь в трансмиссии и электрогенераторе) и мощности ПСУ 70,9 МВт на сумму подводимой в камере сгорания и в энергетическом котле тепловой мощности теплоты сгорания топлива (573 МВт и 712 МВт соответственно). В то же время КПД на клеммах электрогенератора ГТУ, определенный формально делением отпускаемой пиковой мощности на сумму подводимой в камере сгорания тепловой мощности потоков горячего воздуха (66,9 МВт) и перегретого пара (372 МВт), а так же теплоты сгорания топлива, составляет 50,2%. Такая высокая эффективность ГТУ определяется тем, что для обеспечения собственных нужд комплекса в электроэнергии (на ожижение воздуха и природного газа в ожижителе и конденсаторе), нагрев перед камерой сгорания воздуха и пара используется не только сжигание топлива в энергетическом котле (712 МВт), но и теплота выхлопных газов ГТУ в количестве 165,3МВт, то есть внешние для ГТУ затраты энергии производятся с эффективностью 58,1%. Собственные нужды комплекса состоят из мощности: воздушных компрессоров (29,6 МВт), ожижителя природного газа (33,2 МВт), компрессора природного газа 4,71 МВт) и насосов СПГ, жидкого воздуха и обессоленной воды (0,3 МВт), собственных нужд ПСУ и прочих (6,45 МВт). За счет отсутствия затрат работы на сжатие воздуха в собственном компрессоре ГТУ вся работа расширения рабочего тела до давления 1,1 бар в турбине с изоэнтропическим КПД расширения 85% при начальной температуре 1420°С и существенно более высоком давлении (55 бар) используется полезно, она в 3,5 раза превышает реально достижимую работу расширения обычно применяемых ГТУ простого цикла с КПД 35% при температуре 1220°С и оптимальном давлении 15 бар.
Когда в период пиковых нагрузок требуемая мощность становится ниже номинальной мощности пиковой ГТУ ее мощность регулируется количественным способом, то есть понижаются расходы воздуха, топлива и пара при сохранении давления и температуры в камере сгорания, что обеспечивает практически постоянным высокий КПД ГТУ. За пределами периода максимальных нагрузок для поддержания готовности к быстрому пуску ГТУ поддерживается высокая температура корпуса и проточной части ГТУ. Для этого в камеру сгорания подается минимальное количество воздуха из котла и природного газа без добавления генерируемого в котле водяного пара, можно подавать только горячий воздух из котла и охлаждение лопаток газовой турбины не производить.
Таким образом, во всех приведенных вариантах реализации способа, согласно изобретению, обеспечивается уменьшенное потребление мощности и энергии в период ее аккумулирования, а в период пиковых нагрузок обеспечиваются максимальная мощность и КПД отпуска электроэнергии пиковой энергоустановкой.
Уменьшение потребления мощности и энергии происходит: путем уменьшения требуемой производительности ожижителей воздуха и природного газа за счет непрерывности процесса в течение суток, синергетического эффекта от взаимного использования процессов ожижения и нагрева этих компонентов, что уменьшает требуемую производительность ожижителя природного газа в 3 раза, замещения охлаждающего воздуха в ГТУ паром в КС и замкнутого охлаждения водой в лопаточном аппарате турбины, а также замещения воздуха для наддува и охлаждения пазух дисков и вала газовой турбины отборным паром паровой турбины.
Увеличение мощности и КПД пиковой ГТУ происходит: путем увеличения давления в камере сгорания сверх применяемого в ГТУ простого цикла с компрессором, увеличения допустимой температуры рабочего тела на входе в рабочие лопатки турбины за счет их замкнутого водяного охлаждения, подогрева воздуха до высокой температуры перед подачей в КС в энергетическом котле, впрыска перегретого в энергетическом котле пара, обладающего в 2 раза более высокой теплоемкостью относительно воздуха, что вместе дает синергетический эффект от совмещения преимуществ энергетических циклов Брайтона и Ренкина и обеспечивает возможность в периодическом режиме вырабатывать электроэнергию с КПД более 45% (выше, чем у паросиловых блоков сверхкритического давления) не только при максимальной мощности, но и при ее снижении с помощью количественного регулирования мощности ГТУ (снижением расхода воздуха и топлива при сохранении параметров рабочего тела).
Кроме того, в периоды между выработкой пиковой мощности и для сокращения времени подготовки к выходу на максимальную мощность и связанных с этим потерь энергии высокая температура в ГТУ поддерживается за счет подачи в камеру сгорания при более низком давлении минимального количества воздуха из котла и природного газа без добавления генерируемого в котле водяного пара, или без природного газа, и без охлаждения лопаток газовой турбины.
Пиковые энергоустановки с криогенными аккумуляторами энергии обеспечены реально достигнутым техническим уровнем отечественной науки и промышленности [3, 4, 5, 6]. Их размещение может быть произведено в наиболее напряженных узлах энергосистем (например, при реконструкции электростанций с блочными ПСУ), сокращая потери на транспорт пиковой электроэнергии, так как не зависит от геологических предпосылок, как у гидро или воздушно-аккумулирующих электростанций. Возможно также размещение в существующем или планируемом комплексе СПГ с большим резервуарным парком и оборотом с использованием возможностей совмещения функций работы оборудования.
Источники информации
1. Ольховский Г.Г., Казарян В.А., Столяревский А.Я. Воздушно-аккумулирующие газотурбинные электростанции (ВАГТЭ) - М.: ИКИ, 2011. - 358 с.
2. Авторское свидетельство SU 1355735 A1, F02C 6/14, 1986.
3. Мещерин И.В. Анализ технологий получения СПГ // Neftegaz.RU. 2018, №10.
4. Рыжков А.Ф, Богатова Т.Ф., Левин Е.И. Парогазовые технологии на твердом топливе: учебное пособие - Екатеринбург: Издво УрФУ, 2018.- 160 с.
5. Шувалов Г.И., Мариев Д.И., Балашов Ю.А. Результаты разработок мощных высокотемпературных ГТУ для энергетики на базе проведенных исследований по одноконторному водяному охлаждению / НИИинформтяжмаш. 1975, №3. Вып. 2. С. 21-26.
6. Балашов Ю.А., Березинец П.А., Агеев А.В., Беляков А.В., Тарадай Д.В. Анализ возможности сокращения потерь мощности в охлаждаемой энергетической ГТУ / Теплоэнергетика. 2019, №9. С. 32-41.