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.