analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni

Transkrypt

POLITECHNIKA ŁÓDZKA
WYDZIAŁ ELEKTROTECHNIKI, ELEKTRONIKI, INFORMATYKI I AUTOMATYKI
INSTYTUT ELEKTROENERGETYKI
PRACA DYPLOMOWA INŻYNIERSKA
ANALIZA PORÓWNAWCZA OBIEGÓW CIEPLNYCH ELEKTROWNI
GAZOWO-PAROWYCH
COMPARATIVE ANALYSIS OF COMBINED CYCLE GAS TURBINE PLANTS
TOMASZ KLESZCZ
NR ALBUMU: 152315
OPIEKUN PRACY: DR INŻ. JANUSZ BUCHTA
ŁÓDŹ, LUTY 2012
Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych
SPIS TREŚCI
1.
2.
WPROWADZENIE .................................................................................................................. 4
1.1
Cel i zakres pracy .................................................................................................................... 4
1.2
Polityka energetyczna kraju .................................................................................................... 7
1.3
Bloki gazowe i gazowo-parowe - cechy, uwarunkowania rozwoju, dostępność paliwa ....... 10
TURBINA GAZOWA ............................................................................................................. 15
2.1
Informacje ogólne.................................................................................................................. 15
2.2
Klasyfikacja turbin gazowych ............................................................................................... 16
2.3
Analiza obiegu prostego turbiny gazowej ............................................................................. 17
2.4
Wpływ parametrów czynnika i podzespołów oraz warunków otoczenia na osiągi turbiny
gazowej.............................................................................................................................................. 20
2.5
3.
Złożone układy turbiny gazowej ........................................................................................... 22
2.5.1
Obieg z regeneracją ciepła............................................................................................. 22
2.5.2
Obieg z międzystopniowym chłodzeniem i podgrzewem czynnika .............................. 23
2.5.3
Z wtryskiem wody i pary............................................................................................... 24
2.6
Paliwa .................................................................................................................................... 25
2.7
Perspektywy i problemy ........................................................................................................ 27
UKŁADY GAZOWO-PAROWE ............................................................................................... 30
3.1
Koncepcja układu gazowo-parowego.................................................................................... 30
3.2
Klasyfikacje układów gazowo-parowych.............................................................................. 31
3.3
Sposoby sprzęgania układu gazowego z obiegiem parowym ............................................... 32
3.3.1
Układ równoległy - z wysokociśnieniową wytwornicą pary (WWP) ........................... 33
3.3.2
Układ szeregowy z kotłem odzyskowym – Combined Cycle........................................ 33
3.3.3
Układ szeregowy z dopalaniem ..................................................................................... 34
3.3.4
Instalacja turbiny gazowej z wtryskiem pary ................................................................ 34
3.3.5
Układy wykorzystujące tzw. quasi integrację ............................................................... 35
3.4
Charakterystyki termodynamiczne ........................................................................................ 36
3.4.1
Sprawność cieplna ......................................................................................................... 36
3.4.2
Sprawność wytwarzania energii elektrycznej................................................................ 38
3.4.3
Zależność osiągów układu gazowo-parowego od parametrów otoczenia ..................... 39
3.4.4
Wpływ chłodzenia turbiny gazowej na charakterystyki układu .................................... 41
3.5
Struktury układów gazowo-parowych ................................................................................... 42
3.5.1
Zasadnicze zagadnienia, zależności, elementy .............................................................. 42
3.5.2
Układy jednociśnieniowe .............................................................................................. 49
3.5.3
Układy dwuciśnieniowe ................................................................................................ 51
3.5.4
Układy trójciśnieniowe.................................................................................................. 54
3.5.5
Układy gazowo-parowe zintegrowane ze zgazowaniem ............................................... 57
2
Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz
3.5.6
Układy gazowo-parowe z kotłami fluidalnymi ............................................................. 60
3.5.7
Układy dwupaliwowe .................................................................................................... 62
3.5.8
Kogeneracyjne układy gazowo-parowe......................................................................... 65
3.6
4.
Stan obecny i perspektywy .................................................................................................... 69
ANALIZA ENERGETYCZNA PRZY POMOCY PROGRAMU IPSEPRO ......................................... 71
4.1
Wybór układów ..................................................................................................................... 71
4.2
Założenia. Omówienie zasad analizy obiegów ..................................................................... 71
4.2.1
Parametry turbiny .......................................................................................................... 73
4.2.2
Układ chłodzenia ........................................................................................................... 75
4.3
Struktury jednociśnieniowe ................................................................................................... 75
4.4
Struktury dwuciśnieniowe ..................................................................................................... 81
4.5
Struktury trójciśnieniowe ...................................................................................................... 86
4.6
Układ gazowo-parowy zintegrowany ze zgazowaniem ........................................................ 92
4.7
Struktura dwupaliwowa – nadbudowa bloku na węgiel brunatny ......................................... 94
4.8
Analiza wyników ................................................................................................................... 95
5.
PODSUMOWANIE ................................................................................................................ 99
6.
LITERATURA .................................................................................................................... 101
6.1
Książki i artykuły ................................................................................................................ 101
6.2
Strony internetowe: ............................................................................................................. 103
7.
STRESZCZENIE PRACY ...................................................................................................... 104
8.
SUMMARY ........................................................................................................................ 105
3
1. WPROWADZENIE
1.1 Cel i zakres pracy
Energia elektryczna, jako najbardziej użyteczna, uniwersalna, a jednocześnie
najtrudniejsza w uzyskaniu postać energii, stała się dobrem, bez którego rozwój
cywilizacyjny, a nawet życie codzienne, byłyby silnie utrudnione. Jej zużycie na mieszkańca
rośnie, a liczba ludności gwałtownie wzrasta. Produkcja i dostarczenie energii elektrycznej do
odbiorców odbywać się musi nieprzerwanie, niezależnie od pory roku, dnia, czy warunków
atmosferycznych. W związku ze zwiększającym się zużyciem energii elektrycznej, której
większość
wytwarza
się
poprzez
przetworzenie
energii
pochodzącej
ze
źródeł
nieodnawialnych, istnieje zagrożenie rychłego wyczerpania zasobów paliw oraz wzrasta
emisja gazów cieplarnianych, głównie dwutlenku węgla. Wg ustaleń Międzynarodowego
Zespołu ds. Zmian klimatu (ang. Intergovernmental Panel on Climate Change – IPCC), ich
emisja powoduje zmiany klimatyczne na Ziemi.
W następstwie podpisanych międzynarodowych porozumień o ograniczeniu
antropogenicznej emisji tych gazów powstały dodatkowe wyzwania dla energetyki. Oprócz
niezawodnej, pewnej produkcji energii elektrycznej, należy dążyć do jak najmniejszych
oddziaływań na środowisko naturalne. Uwzględnia to polityka energetyczna Unii
Europejskiej. Program UE, skrótowo określany mianem 3x20%, który wszedł w życie
17 grudnia 2008 roku, zakłada:

ograniczenie emisji dwutlenku węgla do 2020 roku o 20% w stosunku do emisji z roku
1990,

poprawę efektywności energetycznej wytwarzania energii elektrycznej w tym samym
czasie o 20%,

zwiększenie udziału energii elektrycznej ze źródeł uznawanych za odnawialne
w całkowitej produkcji energii również o 20% [4].
Cele te realizowane są w różnym stopniu w poszczególnych krajach (w Polsce udział
energii ze źródeł odnawialnych ma wynosić w roku 2020 co najmniej 14,4%). Ponadto
ogłaszane dyrektywy dotyczące ograniczania emisji związków azotu (określanych skrótowo
jako NOx), dwutlenku siarki SO2 i pyłów silnie oddziałują na energetykę krajów
członkowskich. Kolejne wprowadzane normy emisyjne są coraz bardziej restrykcyjne.
Konieczne są duże inwestycje na wszelkiego rodzaju układy oczyszczania spalin, a zużycie
4
energii urządzeń potrzeb własnych, w związku z pracą tych instalacji, wzrasta. Powoduje to
również konieczność wyłączania jednostek, które nie będą w stanie spełnić nadchodzących
wymagań. Wskazany przez UE wskaźnik emisji CO2 z elektrowni, wyrażający emisję
dwutlenku węgla na megawatogodzinę wyprodukowanej energii elektrycznej, nie może być
wyższy niż 750 kg CO2/MWh. Dotyczy to najbliższych lat. O ile ograniczanie emisji NOx,
SO2 i pyłów, pomimo trudności, daje się obecnie realizować, to ograniczanie emisji CO 2 jest
większym problemem. Szczególnie dotyczy to krajów uzależnionych od spalania węgla,
w tym głównie Polski. Dodatkowe problemy stwarza stan krajowego sektora energetycznego.
Większość bloków jest przestarzała i pracuje już znacznie dłużej niż planowany okres
użytkowania, który wynosi zazwyczaj 30 lat [4].
Praca silnie nawiązuje do opisanej powyżej sytuacji. Jej celem była analiza struktur
układów gazowo-parowych, jako przyszłości dla krajowej energetyki, uwzględniając
konieczność ograniczania wpływu na środowisko naturalne i budowy nowych mocy
wytwórczych. Analiza energetyczna w programie IPSEpro pozwoliła dokonać ich porównania
i w połączeniu z przestudiowaniem uwarunkowań ich rozwoju oraz polityki energetycznej
kraju można było podjąć się odpowiedzi na pytanie czy bloki tego typu są szansą dla poprawy
sytuacji krajowego sektora energetycznego. Jeśli tak, to jakiego typu?
W analizie energetycznej, ze względu na ograniczenia posiadanych bibliotek
programu, nie podjęto próby analizy najnowszy rozwiązań konstrukcyjnych (spalanie
sekwencyjne,
chłodzenie
łopatek
parą,
chłodzenie
międzystopniowe).
Element
gas_turbine_generic, modelujący turbinę gazową w programie, nakłada spore ograniczenia.
Również z tego powodu nie analizowano struktur jednowałowych, pomimo tego, że są one
powszechnie stosowane w praktyce. Możliwe jest oczywiście zasymulowanie turbiny poprzez
zestawienie sprężarki, turbiny i komory spalania, jednak wtedy traci się możliwość
wprowadzania istotnych zmian do charakterystyk, jakie wbudowane są w model
gas_turbine_generic. Konieczne byłoby sporządzenie licznych równań opisujących te
zależności, co wykraczało poza zakres pracy.
W pierwszej części przeanalizowano sytuację energetyczną w kraju oraz założenia
Polityki energetycznej Polski do 2030 roku, ze szczególnym uwzględnieniem działań na rzecz
rozwoju energetyki opartej na gazie. Dalsze strony pracy poświęcone są głównym cechom
układów gazowo-parowych. Krótko scharakteryzowano pracujące już bloki tego typu oraz
5
wymieniono planowane inwestycje. Przeanalizowano również uwarunkowania rozwoju
elektrowni z turbinami gazowymi w kraju, także z wykorzystaniem zasobów krajowych.
W drugim rozdziale omówiono najistotniejsze zależności dotyczące pracy kluczowego
elementu bloku gazowo-parowego, jakim jest turbina gazowa. Pokazano zależności pracy
tego silnika cieplnego od warunków zewnętrznych. Scharakteryzowano podstawowe
struktury oraz wymieniono paliwa gazowe możliwe do wykorzystania, z uwzględnieniem
spalania paliw niskokalorycznych i technologicznych. W podsumowaniu opisano problemy
konieczne do rozwiązania w celu kontynuowania rozwoju.
Część trzecia, najbardziej obszerna, zawiera szczegółowe opisy struktur układów
gazowo-parowych i zależności wpływających na ich osiągi. Wśród opisywanych są struktury
jedno-, dwu- i trójciśnieniowe oraz układy gazowo-parowe zintegrowane ze zgazowaniem.
Ponadto wzięto pod uwagę układ z kotłem fluidalnym, układy gazowo-parowe powstałe przez
nadbudowę bloku węglowego turbiną gazową oraz kogeneracyjne. Zawarto również
klasyfikacje omawianych układów oraz perspektywy i trudności w rozwoju, ze wzmianką na
temat najlepszych na świecie rozwiązań.
Część obliczeniowa pracy, a właściwie jej efekty, zostały umieszczone w rozdziale
czwartym. Wybrane obiegi analizowano w programie IPSEpro. Opisano zasady, założenia
przyjęte do analizy obiegów. Wybrano różne struktury jedno-, dwu- i trójciśnieniowe, układ
IGCC z gazyfikatorem HTW oraz wariant nadbudowy bloku 360 MW na węgiel brunatny
turbiną gazową w układzie równoległym z niezmienną mocą kotła węglowego.
Zaprezentowano schematy z programu oraz dokonano analizy wyników.
Wykorzystane materiały bibliograficzne to głównie podręczniki akademickie
i monografie polskie oraz dwie pozycje anglojęzyczne, z których [1,3,7,11,26,38] były
najczęściej wykorzystywanymi. Obszernie skorzystano również z artykułów publikowanych
w czasopismach Rynek Energii i Energetyka oraz kilku innych. Jako uzupełnienie, czy
zaktualizowanie posiadanych informacji, traktowano strony internetowe na temat energetyki,
głównie wnp.pl oraz strony koncernów energetycznych.
6
1.2 Polityka energetyczna kraju
Bezpieczeństwo energetyczne kraju, rozumiane, jako bezproblemowe dostarczenie
zadeklarowanej energii elektrycznej oraz ciepła do poszczególnych odbiorców, jest
zagadnieniem szeroko poruszanym w przyjętej przez Radę Ministrów w dniu 10 listopada
2009 roku Polityce energetycznej Polski do 2030 roku. Do jej priorytetów zaliczyć
należy [45,46]:

poprawę efektywności energetycznej,
Rezerwy utajone w możliwości podwyższania efektywności energetycznej procesów
produkcyjnych i eksploatacyjnych należy uznać za bardzo poważny zasób energetyczny.
Wykorzystanie go byłoby trzy (nawet do sześciu) razy tańsze inwestycyjnie niż budowa
najtańszego źródła energii. Ponadto dodatkowe zalety w postaci szybkiego czasu zwrotu
kosztów realizacji, braku dodatkowych kosztów związanych za zakupem terenów pod
inwestycję, krótki czas modernizacji oraz zerowa emisja CO2 winny być zachętą do
działania. W skali całej gospodarki realny potencjał szacuje się na 38-45 TWh/a.
Dodatkową korzyścią jest możliwość rozłożenia w czasie budowy nowych, niezbędnych
źródeł wysokosprawnych i niskoemisyjnych [15].

wzrost bezpieczeństwa dostaw paliw i energii,
Rząd Polski zobowiązuje się do zniesienia barier prawnych w zakresie udostępniania
nowych złóż węgla kamiennego i brunatnego, w celu zwiększenia mocy wydobywczych.
Ponadto przewiduje się zwiększenie nakładów na poszukiwanie nowych złóż [46].
W ramach zwiększenia dostaw ropy naftowej, poza jej bezproblemowym importem
z innych krajów, przewidziane jest zwiększenie poszukiwań i wydobycia na terenie kraju.
Zakłada
się
również
budowę
magazynów
paliw
płynnych
o
pojemnościach
zapewniających ciągłości dostaw [46].
W kwestii bezpieczeństwa dostaw gazu ziemnego szczególny nacisk położono na
dywersyfikację źródeł i kierunków jego dostarczania. Do działań w tym obszarze
zaliczono:
o budowę terminalu do odbioru gazu skroplonego (LNG)
Budowa gazoportu w Świnoujściu jest już na zaawansowanym poziomie,
a planowane oddanie do użytku ma nastąpić w 2014 r. Terminal LNG będzie
instalacją od odbioru i regazyfikacji skroplonego gazu ziemnego dostarczonego
7
drogą morską, o znamionowej wydajności 5 mld m3 gazu ziemnego rocznie.
W przyszłości możliwe jest zwiększenie zdolności do 7,5 mld m3 rocznie [58].
o zawarcie na warunkach rynkowych kontraktów na zdywersyfikowanie dostaw gazu
ziemnego dla terminalu do obioru LNG oraz z kierunku północnego,
o dywersyfikację dostaw poprzez budowę systemu przesyłowego umożliwiającego
dostawy z różnych kierunków oraz budowę połączeń międzysystemowych,
Rozważana od lat budowa Gazociągu Bałtyckiego, będącego połączeniem między
polskim i duńskim systemem gazowym oraz elementem Skandynawskiego
Pierścienia Gazowego (w przyszłości), nie jest ciągle pewnikiem, pomimo dużego
zainteresowania Komisji Europejskiej i otrzymanej w październiku 2010 pierwszej
transzy dofinasowania z UE [9].
W lipcu 2010 r. GAZ-SYSTEM i AB Lietuvos Dujos podpisały dokument
określający zasady współpracy przy prowadzeniu prac analitycznych w zakresie
utworzenia gazociągu Polska – Litwa. Projekt ten w pełni wpisuje się w strategię
UE stworzenia transgranicznych połączeń wzmacniających bezpieczeństwo
energetyczne [9].
Natomiast z kierunku zachodniego przewiduje się transport gazu poprzez
rozbudowywane połączenie Polska – Niemcy w Lasowie i rozprowadzanie go
poprzez powstające na Dolnym Śląsku gazociągi przesyłowe [10].
Budowa połączenia Polska – Czechy zakończyła się we wrześniu 2011 r, podobnie
jak gazociągu wysokiego ciśnienia Włocławek-Gdynia. W marcu 2011 r.
uruchomiono również Tłocznię Gazu w Goleniowie. Podobne plany budowy
gazociągów przesyłowych o łącznej długości ponad 1000 km mają zostać oddane
do użytku przez firmę GAZ-SYSTEM do 2014 roku [10].
o budowę i rozbudowę magazynów gazu ziemnego,
W pobliżu terminalu LNG rozpoczęto już budowę zbiorników gazu. Magazyny
gazy mogą zostać wykonane także jak podziemne, wykorzystując sczerpane złoża
gazu czy kawerny solne. Magazyny są istotnym ogniwem stabilizacyjnym
i ograniczającym ryzyko w gospodarce i handlu gazem [37].
o pozyskiwanie przez polskie przedsiębiorstwa dostępu do złóż gazu ziemnego poza
granicami kraju,
8
o gospodarcze wykorzystanie metanu, poprzez eksploatację z naziemnych odwiertów
powierzchniowych,
o pozyskanie gazu z wykorzystaniem technologii zgazowania węgla,

dywersyfikację struktury wytwarzania energii elektrycznej poprzez wprowadzenie
energetyki jądrowej,

rozwój wykorzystania odnawialnych źródeł energii, w tym biopaliw,

ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko [45,46].
Niewątpliwie trudnym przedsięwzięciem, związanym oczywiście głównie z polityką
UE, będzie ograniczanie oddziaływania sektora energetycznego na środowisko naturalne,
podczas gdy produkcja energii elektrycznej w ponad 92% opiera się na spalania węgla [22].
Wiąże się to z istotnym negatywnym efektem ekologicznym, polegającym na występowaniu
emisji dużych ilości zanieczyszczeń. Posiadane przez Polskę zasoby węgla pełnią rolę
ważnego stabilizatora bezpieczeństwa energetycznego kraju i będzie on jeszcze przez wiele
lat głównym źródłem energii pierwotnej. Wobec polityki UE stwarza to jednak poważne
problemy dla naszej gospodarki. Od 2013 r. unijny system redukcji emisji gazów
cieplarnianych jeszcze się zaostrzy. Objętych zostanie nim więcej branż oraz inne – oprócz
dwutlenku węgla – gazy cieplarniane. “Wysokoemisyjny” przemysł – i to będzie największa
zmiana – będzie musiał płacić za każdą, a nie tylko nadwyżkową tonę wyemitowanego
dwutlenku węgla. W konsekwencji tej ostatniej zmiany istniejące elektrownie będą musiały
od 2013 r. kupować 30% (a nowo budowane 100%) przyznawanych dziś bezpłatnie
uprawnień do emisji CO2. W 2020 r. ma dojść do pełnej odpłatności za emitowany do
atmosfery dwutlenek węgla [4,22,59].
Istotnym problemem jest również stan sektora energetycznego, który jest
w większości przestarzały. Budowa nowych bloków jest niezbędna w ciągu najbliższych lat.
Rozwój krajowej energetyki opartej na węglu jest uzasadniony, jednak budowane nowe bloki
muszą być możliwie jak najmniej uciążliwe dla środowiska. Uwzględniając stan wiedzy
i zawansowanie klasycznych technologii wytwarzania energii elektrycznej nowobudowane
bloki powinny być blokami nadkrytycznymi o temperaturach co najmniej 600°C dla
utrzymania poziomu 750 kg CO2/MWh przy sprawności 45-46%. Ponadto winny one być
przystosowane do współpracy w przyszłości z instalacją wychwytywania i magazynowania
dwutlenku węgla (Carbon Capture and Storage –CCS) [4,39,40].
9
1.3 Bloki gazowe i gazowo-parowe - cechy, uwarunkowania rozwoju,
dostępność paliwa
Zmniejszenie stopnia „uwęglenia” sektora energetycznego jest tendencją dominującą
w Europie. Elektrownie gazowe i gazowo-parowe były w ostatnich latach dynamicznie
rozwijającymi się i szeroko wprowadzanymi do systemów elektroenergetycznych. Obecnie
produkcja energii elektrycznej przez spalanie gazu stanowi ponad 20% produkowanej energii
w UE. Wynika to z licznych zalet elektrowni gazowo-parowych, do który zaliczyć można:

wysoką sprawność konwersji energii chemicznej paliwa na energię użyteczną
(elektryczną i ciepło) – obecne najnowsze rozwiązania przekraczają już granicę 60%
sprawności netto (ponad 90% w kogeneracji),

bardzo niską emisję dwutlenku węgla (<400 kg/MWh),

niezwykle niską emisję NOx,

brak problemów z emisją SO2 i pyłów,

krótki czas budowy – 20-36 miesięcy (węglowa 40-50, jądrowa 60-80),

bardzo krótkie czasy rozruchu (ze stanu ziemnego 150 min, z ciepłego 105 min,
a z gorącego 50 min – dane dotyczą złożonego układu trójciśnieniowego) [11],

umiarkowane koszty inwestycyjne na poziomie 550-650 $/kW (elektrownia węglowa
1200-1400 $/kW, elektrownia jądrowa 2000-3000 $/kW),

wysoką niezawodność i dyspozycyjność – nieznacznie wyższą niż w przypadku
elektrowni węglowych,

dużą elastyczność w stosowaniu paliw,

stosunkowo niskie koszty utrzymania i obsługi,

elastyczność w doborze mocy budowanych instalacji,

duże zdolności regulacyjne w krajowym systemie elektroenergetycznym,
wg [1,11,17,26,39,40,49].
Bezpieczeństwo dostaw gazu, wcześniej opisane, stanowi znaczący aspekt decydujący
o rozwoju energetyki opartej na gazie. Stabilność i ciągłość dostaw umożliwia planowanie
produkcji. Budowane elektrownie oparte na gazie zlokalizowane będą w miejscach
dostępności tego surowca w przyszłości. Rozbudowa infrastruktury gazowej dostarczającej
paliwo bezpośrednio do elektrowni jest również bardzo istotna. Należy jednak mieć na
uwadze, że już średniej mocy elektrownia zużywać będzie rocznie prawie miliard m3
10
surowca, a dostarczenie takiej ilości nie jest możliwe przy pomocy dowolnego
gazociągu [17,34].
Przy tak wielu zaletach elektrowni gazowych i gazowo-parowych ryzyko braku
dostępu do paliwa, wzrostu jego cen, czy konieczności negocjacji, są poważną wadą. Jak już
wspomniano, ilości potrzebnego do działalności energetycznej, surowca są duże, nawet dla
średniej wielkości zakładów. Do tej pory cena gazu była umiarkowana, ale pomimo tego
nadal cena energii wyprodukowanej przez spalanie gazu była wyższa, niż z elektrowni
węglowej. Obrót gazem w głównej mierze ma wymiar światowy i reguły nim rządzące
związane są często głównie z aspektami politycznymi. Jeszcze do niedawna prawie wszystkie
kontrakty na dostawę tego surowca były długoterminowe i zawierały klauzule take or pay,
zobowiązująca do zapłaty za nieodebrane ilości surowca. Cena za 1000 m3 gazu ustalana była
na podstawie sześcio bądź dziesięciomiesięcznej ceny ropy naftowej. Gaz pozostawał w jej
cieniu. Sprzedaż i dostarczenie go były silnie związane z istniejącą, bądź budowaną,
infrastrukturą
gazociągów.
Był
on
ponadto
narzędziem
polityki
zagranicznej
Rosji [8,13,23,47].
Wielkie zmiany wprowadziła technologia skraplania i transportu gazu LNG. Ma on
około 600-630 razy mniejszą objętość, niż jego postać gazowa. Pozwala to na transport
z odległych obszarów świata droga morską, bez ścisłego powiązania dostawcy i odbiorcy, jak
ma to miejsce w przypadku gazociągów. Gaz stał się dzięki temu produktem globalnym.
Infrastruktura do transportu LNG szybko się rozwija, gaz transportowany jest gazowcami,
a zawierane kontrakty mają charakter krótkoterminowy. Dzięki rozwojowi handlu LNG
można się spodziewać powstania światowego rynku transakcji krótkoterminowych gazu
ziemnego [8,13,23].
Znaczący wzrost wydobycia gazu niekonwencjonalnego w USA i zdolności
produkcyjnych LNG na świecie powodują powolny spadek cen. Zaczyna się również trend na
odchodzenie od indeksacji cen gazu do ropy naftowej. „Gazowa rewolucja” powoduje
obniżenie znaczenia gazu przesyłanego rurociągami z Rosji, co okazuje się zagrożeniem dla
głównego - jak na tą chwilę - dostawcy gazu do Europy. Następstwem opisanych wydarzeń
jest zapowiedziane przez Gazprom obniżenie cen i złagodzenie klauzuli take or pay [8,13].
Rynek gazu w UE ulega stopniowej liberalizacji. Otwarcie go rozpoczęło się od
przyjęcia w 1998 r. Dyrektywy Gazowej. Pomiędzy poszczególnym krajami UE istniały
i istnieją znaczne różnice w całkowitym kształcie rynku, w tym różnice w strukturze
11
i strategii (szybkości zmian) jego otwarcia. Strategie szybkiego i wczesnego wdrożenia
liberalizacji oraz polityka otwarcia rynku niektórych krajów UE miały zasadniczy wpływ na
obniżenie cen dla odbiorców, a tego potrzebuje RG by się dynamicznie rozwijać. Istotnym
jest działanie silnego regulatora wspartego regulacjami (kompletne prawo). Efektywna
liberalizacja w kraju musi uwzględniać nadrzędny cel, jakim jest utworzenie wspólnego rynku
europejskiego. Nie jest to możliwe działając w izolacji od rynków pozostałych krajów
UE [35].
W krajowym systemie energetycznym (KSE) pracuje coraz więcej elektrowni
gazowych i gazowo-parowych. Główne parametry obiektów o mocy powyżej 10 MW zawarto
w tablicy 1.1. Poza wymienionymi, w KSE pracuje wiele turbin i mikroturbin gazowych
o mocach od 30 kWe. W większości z nich wykorzystuje się gaz wysokometanowy (E), ale
i w dużej części zaazotowany z małych i średnich złóż krajowych, dla którego optymalne
i efektywne jest zastosowanie do kogeneracji. W Elektrociepłowni Władysławowo
wykorzystuje się gaz odpadowy, który towarzyszy pokładom ropy naftowej. Transportowany
jest on rurociągiem z oddalonej od brzegu o około 80 km, platformy wiertniczej Baltic Beta.
Tablica 1.1. Obiekty spalające paliwo gazowe w krajowym systemie elektroenergetycznym [1,17,21,39]
BG-P – blok gazowo-parowy, BG – blok gazowy
Obiekt
Typ
Moc el.
[MWe]
Moc cieplna
[MWt]
EC Gorzów
BG-P
55
b.d.
EC Nowa Sarzyna
EC Lublin-Wrotków
EC Rzeszów
BG-P
BG-P
BG-P
116
235
101
70
150
76
EC Zielona Góra
BG-P
198
195
EC Siedlce
EC Władysławowo
BG-P
BG
36
11
21
18
Paliwo
Z
20 MJ/m3N
E
E
E
Z
28,2 MJ/m3N
E
gaz odpadowy
Rok
uruchomienia
1999
2000
2002
2003
2004
2004
2003
Plany dotyczące budowy nowych bloków gazowo-parowych ogłaszają polskie grupy
energetyczne oraz zagraniczne koncerny działające w Polsce, ale i również firmy spoza
branży. Suma mocy zgłoszonych w tych projektach jest znaczna i przekracza 6,5 GW.
Zestawienie tych planów zawiera tablica 1.2. Plany te są w różnym stopniu realizacji, niektóre
zostały tylko wstępnie zgłoszone i nie rozpoczęły się żadne prace projektowe. Wśród nich
najbardziej zaawansowanym projektem jest EC Stalowa Wola, którego wykonawca ma być
znany pod koniec lutego b.r. Oprócz podanych, PSE Operator planuje budowę wielu
12
elektrowni gazowych do pracy szczytowej o łącznej mocy ok. 600 MW e w licznych źródłach,
co najmniej 50 MWe każde, rozlokowanych głównie w północno-wschodniej Polsce. Dalkia
Polska planuje także inwestycje w gazowe instalacje kogeneracyjne o mocach nie wyższych
niż 10 MWe [1,17,21,32,34,39,40].
Tablica 1.2. Planowane budowy bloków gazowo-parowych w kraju [21,32,34,39,40,61,62]
Lokalizacja
Moc el.
MWe
Inwestor
Skawina
Grudziądz
Głogów (Polkowice)
Gdańsk
Dolna Odra
EC Pomorzany
EC Bydgoszcz
EC Gorzów Wlk.
Puławy
Włocławek
Blachownia (Kędzierzyn Koźle)
Katowice
Stalowa Wola
Częstochowa
430
800-840
100
400-450
2 x 430-460
240 (170 MWt)
220-270 lub 400-450
100-140
800-840
420-490
800-910
135 (90 MWt)
400-440 (240 MWt)
ok. 1000
ČEZ
Energa i ESB
KGHM Polska Miedź
LOTOS S.A., Energa S.A. i PGNiG
PGE
PGE
PGE
PGE
ZA Puławy i PGE
PKN Orlen
Tauron i KGHM Polska Miedź
Tauron
Tauron i PGNiG
RWE
W
krajowej
energetyce,
oprócz
szeroko
omawianego
gazu
ziemnego
wysokometanowego pochodzącego z importu, wykorzystać można wspomniany gaz
zaazotowany z rodzimych złóż. Charakteryzują się one zawartością metanu od 20 do 85%. Na
daną chwilę w kraju znane są jedynie 4 złoża zawierające gaz wysokometanowy o zawartości
metanu od 70 do 99%. Jak wynika z danych przedstawionych w tablicy 1.3 wydobycie
krajowe zaspokaja średnio 30% zapotrzebowania i utrzymuje się to na stałym poziomie od
kilku lat [14,45,60].
Tablica 1.3. Zużycie i krajowe wydobycie gazu ziemnego w Polsce w latach 2007-2010 w mln m3 [45,60]
2007
2008
2009
2010
Zużycie
13 563
14 338
13 563
14 417
Wydobycie krajowe
4 276
(31,5%)
4 074
(28,4%)
4 078
(30,1%)
4 220
(29,3%)
Niekonwencjonalne zasoby gazu zgromadzone w łupkach ilastych, mogą pozwolić na
uniezależnienie się od importu gazu (częściowo bądź całkowite) i rozwój ekologicznej
energetyki gazowej. Należy podkreślić, iż jest to prawdopodobne, nie pewne. Szacowane
ilości są rozbieżne. Prowadzone na szeroką skalę badania mają dać konkretne wyniki w ciągu
13
najbliższych lat. Eksploatacja tych złóż może jednak okazać się zbyt droga i kłopotliwa.
Istotne jest realne zagrożenie dla środowiska związane z technologią wydobycia. Zatłaczanie
dużej ilości wody z substancjami chemicznymi może odbić się negatywnie na stanie gleb
i wód gruntowych. Również emisja hałasu i odpadów płynnych jest problemem, nad którego
rozwiązaniem powinno się popracować. Należy korzystać z doświadczeń USA w tym
zakresie.
Zarówno
pozytywnych,
jak
i
negatywnych,
o
których
niewiele
się
mówi [30,33,43,44,63].
Gazy
technologiczne
(przemysłowe),
tj.
gaz
koksowniczy,
konwertorowy,
wielkopiecowy, poredukcyjny, mogą być również paliwem dla bloków gazowych i gazowoparowych. Z powodzeniem można wykorzystać je w miejscu wytworzenia do produkcji
energii elektrycznej i ciepła ze stosunkowo wysoką sprawnością. Zlokalizowane w pobliżu
zakładów generujących tego typu gazy elektrociepłownie mogą zostać zmodernizowane do
gazowo-parowych i przystosowane do ich wykorzystania [42,48,50].
Paliwem dla omawianych elektrowni, oprócz wspomnianych może być również gaz
wysypiskowy i biogaz rolniczy. Dotyczy to jednak małych mocy, głównie kogeneracji. Warto
jednak rozwijać tego typu technologie, również ze względu na ekologiczny aspekt sprawy,
przekładający się na względy ekonomiczne (świadectwa pochodzenia itp.). Podobnie wygląda
sytuacja z gazem kopalnianym. Jego źródłem są kopalnie węgla kamiennego, zarówno czynne
jak i zamknięte oraz dziewicze pokłady węgla. Wykorzystanie energetyczne tego surowca
pozwala również na ograniczenie emisji metanu do atmosfery. Istnieją duże szanse, ku temu,
że zostanie on uznany za odnawialne źródło energii, co znacznie podniesie atrakcyjność
inwestycji bazujących na jego spalaniu. Jest to gaz o zróżnicowanych parametrach w
zależności od źródła, ale w większości nadaje się do wykorzystania w przystosowanej
turbinie gazowej. Jego zasoby w pokładach węgla w przeliczeniu na metan szacuje się w
Polsce na 45 mld m3 [2,19,20].
14
2. TURBINA GAZOWA
2.1 Informacje ogólne
Turbiną gazową nazywany jest silnik cieplny, w którym procesy sprężania
i rozprężania zachodzą w maszynach wirnikowych. W najprostszym, najczęściej stosowanym
układzie (Rys. 2.1), chłodny czynnik (najczęściej powietrze atmosferyczne) zasysany jest
przez układ filtrów do sprężarki osiowej S sprzęgniętej na jednym wale z turbiną T
i generatorem G. Po sprężeniu do ciśnienia ok. 1,5-3,5 MPa trafia do komory spalania KS,
w której miesza się z paliwem. Spalanie mieszanki paliwowej odbywa się przy stałym
ciśnieniu. Ilość powietrza dostarczonego do spalania przekracza teoretyczne zapotrzebowanie
około czterokrotnie. Spaliny o znacznej temperaturze (generalnie wyższej od 1200°C)
wprowadzane są do turbiny, której konstrukcja zbliżona jest do turbiny parowej. Rozprężane
są w niej do ciśnienia bliskiego ciśnieniu atmosferycznemu (straty wylotowe). Rozprężone
gazy o temperaturze pomiędzy 450 a 650°C (w zależności od sprawności, stopnia sprężania,
temperatury spalin na wlocie do turbiny) odprowadzone są na zewnątrz - obieg zamyka się
przez atmosferę. Praca czynnika w turbinie jest większa od pracy włożonej w sprężenie
powietrza, dzięki czemu możliwe jest generowanie mocy elektrycznej [1,11, 31,36].
Rys. 2.1. Schemat turbiny gazowej w układzie prostym [1]
S –sprężarka, T – turbina, G – generator, KS- komora spalania, P – pompa paliwa, Z – zawór obejściowy
Należy zwrócić uwagę, iż termin turbina gazowa dotyczy zarówno całego urządzenia
(układu) jak i jednego z jego zespołów (turbiny). Jest to pewna niekonsekwencja tradycyjnie
stosowanego nazewnictwa [1].
Przedstawiona instalacja turbiny gazowej (Rys. 2.1) jest podstawowym, najczęściej
stosowanym rozwiązaniem, w jakim pracuje turbina gazowa. Do podanego układu konieczne
jest jeszcze zastosowanie pompy oleju łożysk i układu regulacji oraz silnika rozruchowego,
który przy rozruchu rozpędza układ do prędkości obrotowej, przy której bilans energetyczny
układu jest dodatni. Regulacja mocy wyjściowej odbywa się poprzez dozowanie paliwa. Przy
15
nagłym spadku odbieranej mocy elektrycznej możliwe jest odprowadzenie spalin
bezpośrednio do atmosfery wykorzystując zawór obejściowy Z [31,36].
Instalacje turbiny gazowej cechują się prostotą i małymi wymiarami, a jednocześnie
łącza w sobie zalety zarówno silnika tłokowego jak i maszyn wirnikowych [1]. Zaletą turbiny
gazowej jest to, iż stanowi ona połączenie szeregowe urządzeń – sprężarki, komory spalania
oraz turbiny – dzięki czemu możliwe jest uzyskanie różnorakich konfiguracji układu [16]. Do
najistotniejszych wad należy zaliczyć niską sprawność oraz konieczność spalania stosunkowo
drogich paliw ciekłych i gazowych [1,36]. Szczegółowe zestawienie cech układów z turbiną
gazową przedstawiono w tablicy 2.1.
Tablica 2.1. Charakterystyka układów z turbinami gazowymi [7,16]
Zalety








duża elastyczność pracy, krótki czas
rozruchu
wysoka niezawodność i dyspozycyjność
małe rozmiary i wysoki stosunek mocy do
masy
brak konieczności chłodzenia zewnętrznego
małe obciążenia fundamentu
znaczna żywotność
korzystne charakterystyki ekologiczne i
ekonomiczne
łatwość obsługi i optymalizacja procesów
eksploatacyjnych
Wady





zależność mocy i sprawności od
parametrów otoczenia, głównie
temperatury
stosunkowo niska sprawność
wytwarzania energii elektrycznej
stosunkowo wysokie ciśnienie paliwa
podawanego do komory spalania
konieczność stosowania osłon
akustycznych
niska sprawność przy niepełnym
obciążeniu
2.2 Klasyfikacja turbin gazowych
Podziału turbin gazowych można dokonać w różny sposób. Ze względu na
realizowany obieg cieplny można wyróżnić:

obiegi proste – bez regeneracji, z jedną komorą spalania oraz jednomodułowym
procesem sprężania,

układy złożone – z regeneracją, z wieloma komorami spalania, z chłodzeniem
międzymodułowym sprężarek.
Ponadto z punktu widzenia struktury układu, można podzielić je na:

otwarte, zamknięte, półzamknięte (częściowo zamknięte),

jedno i wielowałowe,

z przepływem prostym lub krzyżowym, szeregowym bądź równoległym,
16
Biorąc pod uwagę przeznaczenie można wyróżnić turbiny: lotnicze, energetyczne,
przemysłowe, trakcyjne [1,7].
2.3 Analiza obiegu prostego turbiny gazowej
Ze względu na to, iż znaczna część eksploatowanych i budowanych turbin gazowych
opiera się na układzie prostym, analiza właściwości tego podstawowego obiegu, zwanego
obiegiem Braytona-Joule’a, ma istotne znaczenie. Z powodu tego, że turbina jest silnikiem
złożonym z kilku zespołów, z których każdy może pracować niezależnie, teoria turbin
gazowych jest bardziej złożona od teorii innych silników cieplnych.
Wskaźnikami charakteryzującymi turbinę gazową są:

moc efektywna
(1)
gdzie:
Pt – moc wewnętrzna turbiny;
Pk – moc wewnętrzna sprężarki;
ΔPm – straty mocy na pokonanie oporów mechanicznych oraz moc urządzeń potrzeb
własnych;

sprawność efektywna
̇
(2)
gdzie:
Ppal – moc odpowiadająca energii chemicznej doprowadzonego paliwa w MJ/s
̇ – strumień masy paliwa w kg/s
– wartość opałowa paliwa w MJ/kg

stopień sprężania(spręż) – stosunek największego do najmniejszego ciśnienia w
układzie
(3)

stosunek największej i najmniejszej temperatury czynnika
(4)

jednostkowa moc wewnętrzna (wskaźnik koncentracji mocy)
17
̇
(5)
gdzie:
– moc wewnętrzna układu
̇ – strumień masy w przekroju wlotowym sprężarki

wskaźnik mocy
(6)
gdzie:
– moc wewnętrzna turbiny
Podane wielkości mają ścisły związek ze wskaźnikami techniczno-ekonomicznymi
turbiny gazowej. Stopień sprężania określa parametry sprężarki, a co za tym idzie jej
rozwiązania konstrukcyjne. Stosunek θ wpływa na dobór materiałów konstrukcyjnych
turbiny, sposób chłodzenia łopatek oraz również na żywotność urządzenia. Natomiast
sprawność efektywna odnosi się bezpośrednio do ilości spalonego paliwa, a zależy ona silnie
od stopnia sprężania i stosunku θ. Układy cechujące się mniejszym wskaźnikiem mocy są
czułe na zakłócenia w pracy układu związane np. ze zużyciem się podzespołów, co daje
negatywne skutki podczas eksploatacji [31].
Obiegiem porównawczym turbiny gazowej w układzie prostym (Rys. 2.1) jest obieg
Braytona-Joule’a (przy spalaniu wewnętrznym). Obieg taki składa się z dwóch izobar i dwóch
izentrop. Rzeczywisty proces cieplny odbiega od teoretycznego i ma inne właściwości.
Zmiany parametrów czynnika roboczego w procesie cieplnym w charakterystycznych
punktach obiegu pokazano na Rys. 2.2.
Rys. 2.2. Schemat procesu cieplnego w turbinie gazowej w układzie otwartym [1]
18
Powietrze zasysane przez sprężarkę posiada parametry określone przez punkt 0.
Z powodu strat Δp0 w filtrach i kanałach doprowadzających ma ono w przekroju wlotowym
sprężarki ciśnienie niższe – punkt 1 (p1,T1). Następnie sprężane jest ono do najwyższego
ciśnienia występującego w obiegu p2. Punkt 2s odpowiada sprężaniu izentropowemu. Jednak
ze względu na straty, rzeczywiste sprężanie znacznie odbiega od izentropowego i powietrze
posiada parametry określone przez punkt 2. Proces spalania (2-3) także nie przebiega ściśle
po izobarze ze względu na straty ciśnienia występujące w komorze spalania. W punkcie 3
czynnik osiąga najwyższą w obiegu temperaturę T3, która jest ograniczona względami
technicznymi. Następnie jest on rozprężany (3-4) do ciśnienia p4. Proces 3-4 odbiega od
teoretycznego izentropowego w związku ze stratami występującymi w turbinie. Ciśnienie na
wylocie turbiny p4 jest wyższe od atmosferycznego, co wynika ze strat w kanale wylotowym
turbiny. Zamknięcie się obiegu odbywa się niejako przez atmosferę [1,16,38].
Sprawność teoretyczna obiegu wynosi:
( )
(7)
gdzie:
– wykładnik adiabaty
Z powyższej zależności wynika, iż dla obiegu teoretycznego sprawność układu
spalającego paliwo przy stałym ciśnieniu jest tym większa, im wyższy będzie stosunek
najwyższego i najniższego ciśnienia w układzie (spręż), co przekłada się również na większą
różnicę temperatur przed i za sprężarką oraz przed i za turbiną gazową [38].
Rys. 2.3. Zależność sprawności rzeczywistego obiegu otwartego z turbiną gazową od temperatury gazów przed
i za turbiną [38]
19
Stopień sprężania (spręż) w obiegu rzeczywistym nie ma tak prostego wpływu na
sprawność. Spowodowane jest to (opisanymi wcześniej) stratami podczas sprężania,
przetłaczania czynnika, spalania i rozprężania. Powoduje to, że dla określonych wartości
temperatury spalin na wlocie do turbiny T3 obieg rzeczywisty uzyskuje wartość maksymalną
sprawności przy ściśle określonej wartości sprężu (stopnia sprężania) [38]. Zależność tą
przedstawiono na Rys. 2.3.
2.4 Wpływ parametrów czynnika i podzespołów oraz warunków
otoczenia na osiągi turbiny gazowej
Powietrze pobierane do turbiny posiada parametry otoczenia, co w efekcie powoduje,
że podstawowymi wielkościami warunkującymi osiągi w układzie prostym pozostają
parametry czynnika roboczego – ciśnienie p3 i temperatura T3 na wlocie do turbiny.
Podnoszenie
ich
jest
utrudnione
względami
konstrukcyjnymi
i
materiałowymi.
Zaawansowane technologie chłodzenia, obróbki metali oraz osiągnięcia inżynierii
materiałowej pozwoliły na wyraźny wzrost wartości temperatury T3 na przestrzeni ostatnich
lat. Podawane parametry, wskaźniki i osiągi turbiny odnoszone są do umownych warunków
otoczenia ISO – ciśnienie p0 = 0,101325 MPa, temperatura t0 = 15°C, wilgotność φ0 = 60%.
Sprawności poszczególnych podzespołów turbiny jest niezwykle istotne, przez co ich
projektowanie powinno być bardzo staranne, aby uzyskać jak najwyższe sprawności całego
obiegu. Zmiana sprawności wewnętrznej turbiny o 1% wywołuje zmianę sprawności cieplnej
o ok. 3,5%, natomiast taki sam spadek sprawności sprężarki powoduje różnicę sprawności
układu ok. 2,4%. Straty ciśnienia pochodzące od poszczególnych oporów przepływu
jednakowo wpływają na osiągi turbiny, a wpływ ten jest istotny [1].
Zmiana wartości ciśnienia atmosferycznego przekłada się na zmianę przypływu
powietrza oraz moc turbiny, natomiast sprawność i pozostałe parametry obiegu praktycznie
nie ulegają zmianie. Należy wspomnieć, iż poza zmianami ciśnienia atmosferycznego
wynikającymi z warunków meteorologicznych eksploatacja na innej wysokości nad
poziomem morza również powoduje zmianę mocy turbiny. Optymalne wartości mocy
jednostkowej i sprawności turbina osiąga przy różnych wartościach sprężu [1].
Zmiana stosunku temperatur
o 1% powoduje zmianę sprawności cieplnej ηc o ok.
1,1%. Obniżenie temperatury otoczenia T1 o 10°C w stosunku do znamionowej zwiększy
sprawność cieplną o ok. 3,8%, a dla uzyskania tego samego efektu przy niezmienionej
wartości T1 konieczne jest podwyższenie temperatury T3 o ok. 39°C. Zmiana temperatur T1
20
i T3 ma jeszcze większy wpływ na moc jednostkową i wskaźnik mocy. Spadek temperatury T1
o 10°C daje przyrost mocy jednostkowej i wskaźnika mocy o ok. 8,5%, a zmiana do 40°C
ograniczy moc turbiny do poziomu ok. 85%. Znajomość przedstawionych zależności jest
niezwykle istotna, gdyż należy uwzględnić m. in. przewymiarowanie generatora. Zależność
osiągów turbiny w funkcji temperatury otoczenia przedstawiono na Rys. 2.4 [1].
Rys. 2.4. Wpływ temperatury otoczenia na osiągi turbiny energetycznej dużej mocy [1]
Wilgotność powietrza również znacząco oddziałuje na proces cieplny turbiny. Gęstość
powietrza zmniejsza się z jej wzrostem, co powoduje spadek mocy, taka sama objętość
powietrza ma mniejszą masę, co powoduje większe zużycie mocy przez sprężarkę [1].
Opisane zależności wykorzystuje się do podwyższenia mocy turbiny. Stosuje się m. in.
chłodzenie powietrza na wlocie do sprężarki poprzez wtrysk mgły wodnej. W tym wypadku
zysk wynikający z obniżenia temperatury na wlocie jest wyższy od straty związanej ze
zwiększeniem wilgotność powietrza. Możliwość podniesienia mocy jest więc największa
w suchym i gorącym klimacie [1].
Podsumowując, w przypadku energetycznej turbiny gazowej pojęcie mocy na
zaciskach generatora ma zupełnie inne znaczenie niż w elektrowni parowej. Wrażliwość
turbina gazowej na wiele zmiennych czynników powoduje znaczną zmienność mocy
wyjściowej tej samej maszyny [1].
21
2.5 Złożone układy turbiny gazowej
Podwyższenie sprawności efektywnej turbiny gazowej oraz poprawienie innych jej
osiągów osiąga się poprzez wprowadzenie dodatkowych elementów do obiegu, przez co
zwiększa się jego stopień skomplikowania. Stosuje się układy złożone z wykorzystaniem
regeneracji ciepła, chłodzenia i podgrzewania międzystopniowego, wtrysku wody lub pary.
Ponadto
występują
układy
zamknięte,
półzamknięte,
o
odwróconym
obiegu,
gazogeneratorowe oraz współpracujące z innymi silnikami cieplnymi układy BraytonBrayton, Brayton-Diesel, Brayton-Kalina, Brayton-Stirling [1].
Praca turbiny gazowej w układzie zamkniętym, w którym stała ilość czynnika
roboczego, jakim może być gaz szlachetny, krąży w układzie, ulegając kolejnym przemianom
daje możliwości wykorzystania ciepła z różnego typu źródeł m. in. ze spalania paliw stałych
bądź reakcji jądrowych. Stosowanie gazów innych niż powietrze pozwala także
wyeliminować problem korozji wysokotemperaturowej elementów wirnika. Argumentem
przeciw stosowaniu tego typu układów są natomiast problemy związane ze znacznymi
rozmiarami i masą wymienników ciepła, szczególnie nagrzewnicy narażonej na wysokie
temperatury.
2.5.1 Obieg z regeneracją ciepła
W układzie z regeneracją ciepła (Rys. 2.5) stosuje się podgrzanie powietrza w
regeneratorze przed wlotem do komory spalania kosztem części ciepła gazów wylotowych.
Rys. 2.5. a) Schemat turbiny gazowej w układzie z regeneracją ciepła; b) schemat procesu cieplnego na wykresie
T-s; S – sprężarka, T – turbina, G – generator, KS – komora spalania, R – regenerator, Q1 – ciepło
doprowadzone w komorze spalania, Q2 – ciepło odprowadzone do otoczenia, QR – ciepło wymienione w
regeneratorze [31]
22
W układzie takim wprowadza się pojęcie stopnia regeneracji:
(8)
Charakteryzuje on ilość ciepła pobranego z gazów wylotowych do powietrza w regeneratorze.
W praktyce mieści się on w przedziale od 0,6 do 0,85 [1].
Zastosowanie regeneratora – powierzchniowego wymiennika ciepła - znacznie podwyższa
sprawność efektywną układu, przy prawie niezmienionej mocy jednostkowej, jednak
zwiększa straty ciśnienia i znacznie podwyższa koszty inwestycyjne. Powoduje to, iż
celowość
zastosowania
regeneracji
ciepła
w
układzie
turbiny
gazowej
wymaga
indywidualnego zbadania, biorąc pod uwagę analizy techniczno-ekonomiczne [1,31].
2.5.2 Obieg z międzystopniowym chłodzeniem i podgrzewem czynnika
Ze względu na fakt, iż ponad połowa mocy generowanej przez turbinę pochłaniana
jest przez sprężarkę powietrza sprawność układu nie jest wysoka. Zmniejszenie pracy
sprężania oraz zwiększenie pracy rozprężania można uzyskać w złożonych układach turbiny
gazowej z chłodzeniem międzystopniowym oraz dzieloną komorą spalania. Zastosowanie
izotermicznego sprężania i rozprężania przy pełnej regeneracji pozwala teoretycznie osiągnąć
sprawność obiegu Carnota. W praktyce nie jest możliwe zrealizowanie takiego obiegu, ale
opisywane rozwiązanie pozwala się do niego zbliżyć. Dodatkowo zaletą jest zwiększenie
stopnia regeneracji ciepła w układzie. Schemat jednowałowej turbiny z międzystopniowym
chłodzeniem i dzieloną komorą spalania oraz odpowiadający mu schemat procesu cieplnego
pokazano na Rys. 2.6 [1,31].
Rys. 2.6. Złożony układ turbiny gazowej w układzie z regeneracją ciepła oraz jednokrotnym chłodzeniem
międzystopniowym i dzieloną komorą spalania (po lewej), Schemat procesu cieplnego (po prawej) [1]
G – generator, SNP – niskoprężna część sprężarki, SWP – wysokoprężna część sprężarki, H – chłodnica
międzystopniowa, TWP – wysokoprężna część turbiny, TNP – niskoprężna część turbiny, KS1 – komora
spalania wysokiego ciśnienia, KS2 – komora spalania niskiego ciśnienia, R - regenerator
23
2.5.3 Z wtryskiem wody i pary
Rozwiązaniem pozwalającym w istotny sposób zwiększyć moc turbiny oraz jej
efektywność termodynamiczną są układy Chenga, w których stosuje się wtrysk pary (STIGT
– Steam Injection Gas Turbine) lub wody w różnych węzłach konstrukcyjnych turbiny.
Ponadto uzyskuje się bardzo korzystne ograniczenie emisji NOx oraz poprawę elastyczności
eksploatacyjnej. Przykładowe rozwiązanie z wtryskiem pary pokazano na Rys. 2.7. Para
wytwarzana jest w kotle odzyskowym KO odbierając ciepło ze spalin, a następnie
wprowadzana jest do komory spalania. Wtrysk pary zwiększa strumień spalin w stosunku do
masy powietrza sprężanego przez sprężarkę, przez co rośnie moc układu [5,7,16].
Rys. 2.7. Schemat przedstawiający układ turbiny gazowej z wtryskiem pary [5]
SP – sprężarka, KS – komora spalania, TG – turbina gazowa, G – generator, KO – kocioł odzyskowy
Na Rys. 2.8 przedstawiono różne lokalizacje wtrysku wody bądź pary do instalacji
turbiny gazowej. W ogólności wtrysk pary nie wymaga znacznych zmian dostosowujących
konstrukcję turbiny do takiej pracy, można dzięki temu wykorzystywać prawie każdą
z produkowanych seryjnie. Wzrost kosztów inwestycyjnych jest nieznaczny [16].
Rys. 2.8. Schemat z możliwą lokalizacją wtrysku wody i pary [5]
Wtrysk wody przed sprężarką (Wet Compresion) spełnia funkcję chłodzenia
mieszankowego powietrza, co przy podwyższonych temperatura otoczenia jest bardzo
korzystne, gdyż zmniejsza moc pobierana przez sprężarkę. Ponadto, jak pokazano na Rys. 2.8
wodę można również wtryskiwać przed regeneratorem. Taka koncepcja nazywana jest turbiną
24
na wilgotne powietrze (HAT – Humid Air Turbine). Oba zabiegi pozwalają na lepsze
schłodzenie spalin, a więc możliwe jest uzyskanie większego stopnia regeneracji [7,16].
2.6 Paliwa
Turbiny gazowe posiadają niewątpliwą zaletę w postaci możliwości stosowania
różnych paliw, zarówno gazowych jak i ciekłych. Spalanie paliwa w turbinach gazowych
odbywa się przy stałym ciśnieniu w sposób ciągły i silnie zależny od składu paliwa [20].
Zestawienie paliw gazowych podano w tablicy 2.2.
Poszczególne elementy turbiny tworzone są w odrębnych procesach konstrukcyjnych.
Pozwala to adoptować ten silnik cieplny do spalania innych paliw. Taka adaptacja wiąże się
zazwyczaj z modernizacją systemu spalania. Parametrami paliwa istotnymi przy tej zmianie
są wartość opałowa i liczba Wobbego.
Liczba Wobbego definiowana jest jako:
[
]
√
(9)
gdzie:
– wartość opałowa gazu
– gęstość gazu w warunkach normalnych
– gęstość powietrza w warunkach normalnych
Pozwala ona porównywać różne paliwa. Te, które mają taką samą wartość liczby
Woobego wymagają takiej samej ilości powietrza do spalania. Dany system spalania zwykle
toleruje zmiany wartości opałowej na poziomie do 10% (choć spotykane są maszyny
o szerszym zakresie), a liczbę Wobbego w granicach ±5-10%. Wraz ze zmniejszaniem
wartości opałowej paliwa wymagane jest coraz więcej prac badawczych i konstrukcyjnych
oraz stosowanie paliwa rozruchowego, a czasem i podtrzymującego. W klasycznej turbinie
gazowej zasilanej gazem ziemnym strumień paliwa stanowi około 1,5 do 2% strumienia masy
powietrza dostarczanego do spalania. W przypadku paliw niskokalorycznych masowy
strumień paliwa znacznie się zwiększa i dla przypadku gazu o wartości opałowej 5,6 MJ/m3N
jest on 8-10 razy większy niż w przypadku spalania gazu ziemnego. Modernizacja komory
spalania jest więc podstawowym zabiegiem przystosowującym turbinę gazową do spalania
paliw niskokalorycznych [20].
25
Składnik
(parametr)
Jednostka
Gaz ziemny
wysokometanowy
Gaz ziemny (Morze Płn.)
Gaz ziemny zaazotowany
(zach. Polska)
Ze zgazowania węgla
Ze zgazowania biomasy
Ze zgazowania odpadów w
reaktorze ciśnieniowym
Z utylizacji odpadów w
plazmie
Biogaz
Gaz wysypiskowy (gnilny)
Gaz syntezowy (Shell)
Gaz kopalniany
Gaz wielkopiecowy
Gaz konwertorowy
Gaz koksowniczy
Gaz poredukcyjny
Gaz z pieca elektrycznego
w hutnictwie miedzi
Gaz COREX
Tablica 2.2. Przykładowy skład chemiczny i podstawowe właściwości paliw gazowych [1,2,11,16,20,28,42,48,50]
CH4
C2H6
C3H8
C4H10
CnHm
H2
CO
CO2
N2
O2
H2O
% obj.
% obj.
% obj.
% obj.
% obj.
% obj.
% obj.
% obj.
% obj.
% obj.
% obj.
88,5
4,7
1,6
0,2
5,0
-
86
7,0
1,0
1,0
5,0
-
48,6
1,0
0,2
0,2
50,0
-
0,04
11,64
26,69
6,64
53,12
1,87
5,6
0,2
11,2
20,2
12,0
44,6
-
6,89
0,62
45,9
10,33
34,4
1,8
0,01
-
2,0
52,0
35,0
6,0
-
64,0
1,4
2,5
30,8
0,8
0,5
-
50,0
40,0
10,0
-
0,5
45,9
48,6
4,0
0,2
-
50,89
1,37
40,39
7,35
-
2,5
22,8
21,2
53,5
-
0,3
1,0
69,2
14,6
14,9
-
22,3
2,4
51,8
12,2
4,8
5,9
0,6
-
1,5
26,0
9,0
63,5
-
25,0
26,0
41,0
8,0
-
1,6
16,1
43,0
36,5
2,8
-
Gęstość
kg/m3N
0,798
0,84
0,995
1,167
1,1
0,933
0,686
1,12
1,274
0,751
1,002
1,42
1,26
0,577
1,31
1,466
1,32
Wartość
opałowa
Liczba
Woobego
Prędkość
spalania
Liczba
metanowa
MJ/m3N
36,51
37,26
18,42
4,58
5,83
9,02
10,78
23,36
17,54
11,31
18,1
3,26
8,44
16,85
3,46
3,18
7,79
MJ/m3N
46,47
46,23
21,00
4,82
6,32
10,62
14,80
25,10
17,67
14,84
20,56
3,11
8,55
25,22
3,44
2,99
7,71
m/s
0,041
-
0,025
-
0,015
-
-
0,027
0,02
-
-
-
-
-
-
-
-
-
80
-
101
-
-
-
-
135
150
-
-
-
-
-
-
-
-
Ważnymi parametrami paliw gazowych są również liczba metanowa oraz prędkość
spalania. Pierwszy z nich określa odporność danego paliwa na spalanie stukowe. Największą
wartość spośród gazów posiada metan i jego liczba metanowa wynosi 100. Najmniejszą
wartość wśród gazów dotyczy wodoru, wartość jego liczby metanowej równa jest 0.
Prędkość spalania jest parametrem zależnym od stosunku nadmiaru powietrza. Jego
wartość jest bardzo istotna, gdyż zbyt niska spowodowuje stratę wynikającą z niezupełnego
spalenia paliwa, a nadmierna prędkość spalania prowadzi do spalania detonacyjnego [16].
Jakość (czystość) paliwa dostarczanego do turbiny jest bardzo istotna ze względu na
problemy z korozją wysokotemperaturową i tworzeniem się osadów, szczególnie
w instalacjach wyposażonych w układy niskoemisyjnego spalania. Producenci tych urządzeń
posiadają własne zalecenia dotyczące maksymalnych zawartości poszczególnych substancji
szkodliwych dla pracy turbiny. Orientacyjne wartości limitów zawartości śladowych metali w
paliwach ciekłych stosowane przez General Electric podano w tablicy 2.3
Tablica 2.3. Limity zawartości śladowych metali w paliwach ciekłych [1]
sód + potas
Limit zawartości w
paliwie surowym
150 ppm
wapń
10 ppm
ołów
wanad
1 ppm
0,5 ppm 1
magnez
nic
Składnik
Efekt oddziaływania na
turbinę
korozja wysokotemperaturowa
osadzanie w układzie
przepływowym
inhibitor dla wanadu – osadza
się w układzie przepływowym
Sposób ograniczenia
zawartości w paliwie
płukanie paliwa
płukanie do uzyskania
limitu zawartości
brak
inhibitor – magnez
używany jako inhibitor
dla wanadu
Paliwa dostarczane do turbiny przede wszystkim muszą być pozbawione wszelkich
cząstek stałych oraz kropelek cieczy. Maksymalna średnica kropel cieczy nie powinna
przekraczać granicy 10 µm. Dla gazu ziemnego eliminacja kropel cieczy odbywa się na
drodze
przegrzanie
względem
punktu
rosy
(dla
mieszaniny
węglowodorów)
o około 30°C [1,16].
2.7 Perspektywy i problemy
Opanowanie
problemów
materiałowych
i
konstrukcyjnych
w
związku
z występującymi wysokimi temperaturami jest kluczowym zagadnieniem budowy turbin
gazowych, które przez długi okres decydowało o powolnym rozwoju tego typu silników [31].
1
Zawartość wanadu może być limitowana przepisami o ochronie środowiska do poziomu 0,5 ppm, ograniczenie
do tego poziomu nie wynika ze względów technicznych.
27
Sprawność efektywna rośnie wyraźnie wraz ze wzrostem temperatury spalin,
a dokładniej stosunku tej temperatury do temperatury otoczenia oraz ze wzrostem stosunku
sprężania. Najprostszą metodą zwiększania temperatury spalin T3 na wlocie do turbiny zdaje
się być zastosowanie odpowiednich materiałów żaroodpornych, które zdolne są przenosić
wymagane obciążenia w żądanym okresie pracy. Opracowanie nowych materiałów jest
zadaniem bardzo trudnym. Pomimo szeregu prowadzonych badań rozwój materiałów
żaroodpornych zdaje się być niewystarczający w stosunku do potrzeb. Można wydzielić
główne kierunki ich rozwoju:

dalsze ulepszanie stopów na osnowie niklu o kobaltu (ewentualnie chromu).

wykorzystanie jako osnowy trudnotopliwych metali,

zastosowanie materiałów ceramicznych i kompozytów.
Chłodzenie łopatek turbiny, powszechnie stosowane rozwiązanie pozwalające na
podwyższenie temperatury spalin T3 na wlocie do turbiny przy niezmienionej temperaturze
łopatki, jest obecnie jedyna szansą rozwoju tego typu silników cieplnych (Rys. 2.9).
Rys. 2.9. Tendencje wzrostu dopuszczalnej temperatury metalu łopatek turbiny gazowej (2) i temperatury T3
spalin przed turbina (1) [1]
Rys. 2.10. Różne sposoby chłodzenia powietrzem łopatek kierowniczych i wirujących [31]
I – łopatka powłokowa, II – łopatka z otworami, III – łopatka z blaszaną osłoną, IV – łopatka z zrzutem
powietrza przez krawędź spływu, V – łopatka z osłoną i zrzutem przez krawędź spływu, VI – łopatka z
chłodzeniem w warstwie przyściennej
28
Rys. 2.11. Schematy systemów chłodzenia turbiny gazowej [31]
a) chłodzenie powietrzne w układzie otwartym, b) powietrze w układzie półzamkniętym, c) zamknięty system
chłodzenia, d) chłodzenie parowe w układzie otwartym, e) parowe w układzie zamkniętym; S – sprężarka, T –
turbina, KS – komora spalania, K – kolektor powietrza chłodzącego, P – kolektor pary chłodzącej, 1 – sprężarka
„doprężająca”, 2 – pompa, 3 – chłodnica, 4 – wytwornica pary, 5 – pompa wody
Jest to sposób wymuszony, sztuczny i trudny w realizacji. Straty pracy w chłodzonej
turbinie zależą od intensywności chłodzenia oraz przyjętych rozwiązań konstrukcyjnych.
Należy jednak pamiętać, iż straty te są skompensowane z wyraźną nadwyżką, dzięki
znacznego przyrostowi sprawności wynikającemu z podwyższenia temperatury spalin na
wlocie do turbiny. Znane są różne systemy chłodzenia elementów turbiny, m. in. za pomocą
sprężonego powietrza, wtrysku wody, pary (Rys. 2.10 oraz Rys. 2.11) [16,31].
Istotnym problemem pojawiającym się przy eksploatacji turbin gazowych, pomimo
już wspomnianych zmiennych osiągów zależnych od warunków otoczenia, jest spadek
sprawności i mocy urządzenia w czasie pracy. Wynika on z wyraźnego zużywania się
elementów turbiny oraz w związku z powstającymi w niej osadami i zanieczyszczeniami.
Wartości tych zmian silnie zależą od jakości i typu spalanego paliwa [11].
W ostatnich latach obserwuje się dynamiczny rozwój turbin gazowych w szerokim
zakresie mocy, od kilku kW do setek MW. Spowodowany jest on atrakcyjnością turbin
gazowym wynikającą m. in. z prostoty obsługi, bardzo krótkich czasów rozruchu oraz
korzystnych, niskich wartości emisji substancji szkodliwych. Sprawności tych instalacji
przekraczają już granicę 40%, a stosowanie wspomnianych rozwiązań STIGT daje możliwość
osiągnięcia 43% [1,16,38].
29
3. UKŁADY GAZOWO-PAROWE
3.1 Koncepcja układu gazowo-parowego
Obecnie
eksploatowane
konwencjonalne
elektrownie
cieplne
na
parametry
nadkrytyczne przy bardzo zawansowanych technologicznie rozwiązaniach osiągają sprawność
netto nieprzekraczającą 47% przy spalaniu węgla kamiennego. Opanowanie technologii
kotłów
ultranadkrytycznych
da
możliwość
przekroczenia
50%
sprawność
netto.
Podejmowane zabiegi są jednak bardzo kosztowne [38].
Szansą na dalsze podnoszenie sprawność elektrowni zawodowych jest stosowanie
układów kombinowanych dwuczynnikowych. W większości sprowadza się to do łączenia
obiegu parowego z obiegami wysokotemperaturowymi.
Rys. 3.1. Sprzężenie układu turbiny gazowej z układem parowym [26]
Układ gazowo-parowy (Rys. 3.1) to połączenie otwartego obiegu turbiny gazowej
z zamkniętym obiegiem parowym. Zamysł takiej współpracy wynika z analizy zalet oraz wad
układów gazowych i parowych pracujących niezależnie. Takie rozwiązanie wykorzystuje
pozytywne cechy turbiny gazowej w zakresie wysokich temperatur i jednocześnie niweluje
defekt, jakim jest wysoka temperatura spalin, które wykorzystuje się do wytworzenia pary,
odbierając w ten sposób znaczne ilości ciepła w nich zgromadzone. Ponadto w obiegu
parowym sposób odprowadzania ciepła do dolnego źródła, odbywający się przy stałej,
stosunkowo niskiej temperaturze, jest wartością dodaną.
Takiego typu układy znajdują praktyczne zastosowanie w elektrowniach zawodowych,
gdyż realizacja ogranicza się do stosowania urządzeń w dużym stopniu opanowanych
technicznie. Ponadto dzięki osiągnięciu szerokiego zakresu temperatur – 30 1500(1600)°C –
uzyskano znaczny przyrost sprawności, co w połączeniu z nowoczesnymi rozwiązaniami
konstrukcyjnymi pozwoliło przekroczyć granicę sprawności netto 60% [7,31,52].
30
Do najważniejszych ich zalet można zaliczyć:

bardzo korzystne charakterystyki ekologiczne,

duża elastyczność – stosunkowo krótkie czasy rozruchu,

duża niezawodność działania,

łatwość obsługi i automatyzacja procesów eksploatacyjnych,

niskie nakłady inwestycyjne,

szybki czas budowy [26].
3.2 Klasyfikacje układów gazowo-parowych
Liczne struktury układów gazowo-parowych można podzielić względem różnych
kryteriów. Zasadniczo mogą różnić się one od siebie:



obiegiem parowym
o
układy z jednociśnieniowym kotłem odzyskowym,
o
układy z dwuciśnieniowym kotłem odzyskowym,
o
układy z trójciśnieniowym kotłem odzyskowym,
o
układy z przegrzewem międzystopniowym,
o
układy bez przegrzewu międzystopniowego.
konstrukcją kotła odzyskowego
o
poziome,
o
pionowe,
o
z wymuszoną cyrkulacją,
o
z naturalną cyrkulacją,
o
bez dopalania,
o
z dopalaniem.
napędem generatora
o
układy jednowałowe – generator pracuje na wspólnym wale z turbina gazową
i parową,
o

układy wielowałowe – osobne generatory dla części gazowej i parowej.
instalacją turbin gazowych, które można podzielić ze względu na:
o
sposób spalania,

spalanie klasyczne (proste),

spalanie sekwencyjne.
31

o
sposób chłodzenia elementów turbiny,
o
metodę ograniczenia emisji NOx,
o
rodzaj spalanego paliwa,

gaz ziemny – wysokometanowy, zaazotowany,

gazy specjalne – technologiczne, biogazy,

olej opałowy,

gaz ze zgazowania,

wielopaliwowe,
układem odgazowania*
o
układy z odgazowywaczem mieszankowym zasilanym parą z upustu turbiny
parowej,
o
układy ze wstępnym spalinowym podgrzaniem kondensatu przed skierowaniem
go do odgazowywacza zasilanego parą z upustu turbiny,
o
układy z parownikiem mieszankowym, kondensat niepodgrzewany,
o
układy z recyrkulacją kondensatu podgrzanego w wymienniku spalinowym,
o
układy z parownikiem mieszankowym zasilanym kondensatem podgrzanym
w wymienniku spalinowym,

sposobem chłodzenia w części parowej
o
obieg otwarty – woda pochodząca z rzeki, jeziora, morza
o
obieg zamknięty
o
chłodzenie powietrzem [26]
*W układach gazowo-parowych nie stosuje się regeneracyjnego podgrzewu wody
zasilającej, bądź jest to układ bardzo uproszczony. Podgrzew kondensatu do wymaganej
temperatury odgazowania wykonuje się w specjalny sposób. Zależy on m. in. o zawartości
siarki w paliwie.
3.3 Sposoby sprzęgania układu gazowego z obiegiem parowym
Sposoby łączenia omawianych obiegów można podzielić na równoległe i szeregowe.
Najczęściej stosowanymi są rozwiązania szeregowe, tzw. Combined Cycle ze spalaniem gazu
ziemnego. Można wyróżnić jeszcze inne typy stosowane w nadbudowie istniejących bloków
węglowych. Szerzej opisano je w podrozdziale 3.5.7.
32
3.3.1 Układ równoległy - z wysokociśnieniową wytwornicą pary (WWP)
Powietrze sprężone przez sprężarkę S (Rys. 3.2) trafia do paleniska WWP – kotła
doładowanego – gdzie dochodzi do izobarycznego spalenia dostarczonego paliwa gazowego
lub ciekłego C. WWP pełni również rolę komory spalania. Poprzez podwyższenie ciśnienia
i uzyskanie wyższych prędkości przepływu spalin procesy spalania i wymiany ciepła w kotle
doładowanym zachodzą bardzo intensywnie. Pozwala to na zmniejszenie wymiarów
w stosunku do kotłów konwencjonalnych. Ciepło spalin wykorzystuje się częściowo do
wytworzenia pary oraz częściowo przetwarzane jest na pracę w turbinie gazowej T.
Rozprężone spalin zanim trafią do atmosfery oddają jeszcze ciepło wodzie zasilającej
w wymienniku spaliny-woda E. Rozwiązanie to cechuje się korzystnymi wskaźnikami
techniczno-ekonomicznymi, ale nie znalazło szerszego zastosowania w energetyce [1,24,31].
a)
b)
Rys. 3.2. Układ gazowo-parowy z wysokociśnieniową wytwornicą pary:
a) schemat cieplny, b) obiegi teoretyczne [31]
3.3.2 Układ szeregowy z kotłem odzyskowym – Combined Cycle
W układzie tym gazy wylotowe turbiny gazowej, posiadającej autonomiczną komorę
spalania, wprowadzane są do kotła odzyskowego KO o konstrukcji zbliżonej jak w przypadku
kotłów konwencjonalnych (Rys. 3.3).
Rys. 3.3. Ogólna struktura technologiczna prostego szeregowego układu gazowo-parowego [7]
KO – kocioł odzyskowy, TG – turbina gazowa, S – sprężarka, KS – komora spalania, G – generator, TP –
turbina parowa, SK – skraplacz, PZ – pompa wody zasilającej, OD – odgazowywacz
̇ – strumień ciepła przekazany parze w kotle odzyskowym, P – paliwo; UTG – teoretyczny obieg turbiny
gazowej, UTP – obieg Clausiusa-Rankine’a
33
Kocioł odzyskowy jest tu jedynie wytwornicą pary dla turbiny parowej. Pod
względem termodynamicznym układ ten jest najlepszym możliwym rozwiązaniem, ponieważ
ciepło dostarczane jest tylko w turbinie gazowej, co skutkuje uzyskiwaniem najwyższych jak
dotąd sprawność wśród obiegów gazowo-parowych. Moc turbiny parowej jest ściśle zależna
od mocy części gazowej. Podobnie jak w poprzednim rozwiązaniu możliwa jest niezależna
praca samej części gazowej z odprowadzeniem spalin poza kotłem odzyskowym [24,31].
3.3.3 Układ szeregowy z dopalaniem
Porównując z poprzednim, układy te nie różnią się znacząco. Ogólną strukturę
przedstawia Rys. 3.4. Duży współczynnik nadmiaru powietrza w części gazowej przekłada się
na to, iż spaliny zawierają jeszcze znaczną ilość tlenu (16 18%), co wykorzystuje się poprzez
wprowadzenie do kotła paliwa dopalającego. Daje to możliwość podniesienia temperatury
produkowanej pary świeżej oraz podniesienie mocy turbiny parowej. Nie daje to
podwyższenia ogólnej sprawności układu kombinowanego, lecz zazwyczaj jej obniżenie
w stosunku do układu bez dopalania [1,24,31].
DOP – dopalanie, ̇
Rys. 3.4. Układ z dopalaniem w kotle odzyskowym [7]
– strumień ciepła generowany w procesie dopalania, inne oznaczenia jak poprzednio
3.3.4 Instalacja turbiny gazowej z wtryskiem pary
Rozwiązanie to zostało już opisane w podrozdziale 2.5.3. Należy tutaj dodać, iż
sprawność w tym wypadku jest niższa niż wszystkich przedstawionych układów
sprzęgających obieg gazowy z parowym oraz występują duże straty wody o podwyższonej
jakości. Zaletami natomiast są znacznie niższe koszty inwestycyjne oraz możliwość
szybkiego forsowania mocy przez wtrysk wody.
34
3.3.5 Układy wykorzystujące tzw. quasi integrację
Poza przedstawionymi rozwiązaniami łączenia układów po stronie czynnika
roboczego powstały również sposoby integracji pozwalające wykorzystać ciepło spalin do
przygotowania paliwa wprowadzanego go kotła spalającego węgiel brunatny (Rys. 3.41).
Paliwo to ma zazwyczaj wysoką wilgotność, na poziomie 50%, co powoduje, że ok. 15%
spalanego w kotle paliwa jest zużywane na jej odparowanie. Ponadto tak duża jej zawartość
wpływa negatywnie na warunki wymiany ciepła w kotle oraz na działanie instalacji
odsiarczania.
Rys. 3.5. Schemat ideowy układu gazowo-parowego z wykorzystaniem ciepła gazów wylotowych turbiny
gazowej do poprawy jakości podawanego węgla [24]
1 – powietrze wtórne, 2 – paliwo gazowe, 3 – spaliny, 4 – węgiel surowy i znacznej wilgotności – ok. 50%,
5 – węgiel podsuszony – wilgotność ok. 5%;
SF – suszarnia fluidalna, K – kocioł parowy, M – młyn węglowy, pozostałe oznaczenia jak poprzednio
Sprzęgnięcie układu turbiny gazowej z instalacją podawania paliwa i w efekcie jego
podsuszenie daje korzystne efekty w postaci:

około dwukrotnego zwiększenia wartości opałowej węgla,

poprawienia struktury gazów w komorze paleniskowej,

zmniejszenia ilości spalin emitowanych przez kocioł,

podwyższenia sprawności kotła, co zbliża jego osiągi do kotłów opalanych węglem
kamiennym.
Dodatkowo istnieje możliwość wykorzystania gorących skroplin, pochodzących
z instalacji osuszania paliwa, do regeneracyjnego podgrzewania spalin w instalacji
odsiarczania, bądź do celów ciepłowniczych [24].
35
3.4 Charakterystyki termodynamiczne
Instalacje oparte na schemacie z podrozdziału 3.3.2, nazywane w literaturze Combined
Cycle, są obecnie najbardziej rozpowszechnionymi wśród gazowo-parowych. Podrozdział ten
dotyczy właśnie do tego typu instalacji. Czasem stosuje się w nich instalację dopalającą
(3.3.3), co również uwzględniono.
3.4.1 Sprawność cieplna
Sprawność cieplna, zwana również termiczną, czy energetyczną układu gazowoparowego można zdefiniować jako:
̇
(10)
̇
gdzie:
– moc wewnętrzna instalacji turbiny gazowej,
– moc wewnętrzna turbiny parowej,
̇
̇
– ciepło doprowadzone do instalacji turbiny gazowej,
– ciepło doprowadzone do układu z instalacji dopalającej.
Sprawność termiczna instalacji turbiny gazowej
gazowej, sprawność cieplna części parowej
sprawność kotła odzyskowego
, zwana dalej sprawnością turbiny
, sprawność turbiny parowej
oraz
zdefiniowano jako:
̇
̇
̇
̇
(11)
̇
̇
̇
(
)
( ̇
̇ )
̇
̇
̇
̇
(12)
(13)
(14)
gdzie:
– moc wewnętrzna ekspandera turbiny,
– moc sprężarki,
̇ – strumień ciepła na wylocie turbiny gazowej,
̇ – strumień ciepła przekazany do obiegu parowego.
36
Ostatecznie po wykorzystaniu powyższych zależności otrzymano przekształconą
postać zależności na sprawność energetyczną układu gazowo-parowego:
̇
Doprowadzenie ciepła
Wzrost sprawności
̇
[
̇
̇
(
̇
̇ ]
)
(15)
zwiększa ilość ciepła dostarczonego do obiegu parowego.
na skutek wprowadzenia dopalania możliwy jest wtedy, gdy spełniony
zostanie warunek:
(16)
̇
̇ , przy uwzględnieniu, że
Po różniczkowaniu zależności (14) względem
zależne od
̇
jest
oraz po przekształceniach powyższą nierówność można zapisać w postaci:
(17)
̇
Wynika z tego, iż zwiększanie
̇
podniesie sprawność całego układu
spowoduje to również wzrost sprawności części parowej
, jeżeli
. Wzrost ten musi być tym
większy, im większa jest różnica pomiędzy sprawnością
oraz
oraz im niższa jest
temperatura doprowadzanie ciepła w części parowej [1,11,26].
Stosowanie instalacji dopalającej wraz z podnoszeniem parametrów turbiny gazowej
z punktu widzenia poprawy sprawności całego układu jest mało atrakcyjne. W układach
z turbinami gazowymi o wysokich parametrach czynnika roboczego korzystniejsze jest
doprowadzenie większej ilości paliwa do komory spalania turbiny. Wynika to z tego, iż ciepło
doprowadzone jest przy wyższej temperaturze. Układy gazowo-parowe z dopalaniem stosuje
się w określonych przypadkach, głównie do forsowanie mocy układu ze względu na
krótkotrwałe zwiększenie zapotrzebowania na moc, głównie cieplną, bądź wtedy kiedy
temperatura spalin na wlocie do kotła odzyskowego byłaby za niska [1,3].
W układach, w których nie stosuje się dopalania zależność na
̇
̇
(
przyjmuje postać:
)
̇
(18)
bądź:
(
)
(19)
Analizując poniższą pochodną można określić wpływ sprawności turbiny gazowej na
sprawność układu:
37
(
)
(20)
Wzrost sprawności układu nastąpi pod warunkiem:
(21)
Możliwe to jedynie w przypadku, kiedy:
(22)
Wniosek: podnoszenie sprawności turbiny gazowej da pozytywny efekt w postaci
zwiększenia sprawności układu tylko wtedy, kiedy nie prowadzi to do nadmiernego obniżenia
sprawności części parowej. Spadek sprawności części parowej w wyniku poprawienia
sprawności turbiny gazowej może być tym większy, im wyższa jest sprawność
niższa jest wyjściowa sprawność
oraz im
[1,11].
Podsumowując wykorzystanie do budowy układu-gazowo parowego turbiny gazowej
o najwyższej sprawności nie zawsze prowadzi do maksymalizacji sprawności układu. Turbiny
gazowe pracujące w obiegach złożonych nie nadają się do zastosowania w układzie gazowoparowym [1].
3.4.2 Sprawność wytwarzania energii elektrycznej
Sprawność produkcji energii elektrycznej w układzie gazowo-parowym (bez instalacji
dopalania) można zapisać w postaci:
̇
̇
(23)
gdzie:
– moc elektryczna układu gazowo-parowego,
– moc elektryczna instalacji turbiny gazowej,
- moc elektryczna turbiny parowej,
̇ – strumień paliwa doprowadzonego do instalacji turbiny gazowej,
– wartość opałowa paliwa.
Po wprowadzeniu wielkości α wyrażonej jako:
̇
(24)
sprawność układu można wyrazić również jako:
38
(
)
(
)
(25)
gdzie:
– sprawność elektryczna instalacji turbiny gazowej,
– sprawność elektryczna części parowej,
– sprawność cieplna części parowej,
– sprawność mechaniczna turbiny parowej,
– sprawność generatora,
– sprawność kotła odzyskowego.
Wykorzystując definicję sprawności wytwarzania energii elektrycznej w turbinie
gazowej można również zapisać
w postaci:
(
) [1].
(26)
3.4.3 Zależność osiągów układu gazowo-parowego od parametrów otoczenia
Parametry otoczenia wpływają znacząco na osiągi układu gazowo-parowego, zarówno
części gazowej, jak i parowej. Ich wpływ na pracę turbiny gazowej opisano w podrozdziale
2.4. Zmiana parametrów pracy turbiny gazowej bezpośrednio wpływa na część parową, ale
również zmiana ciśnienia w skraplaczu, spowodowana zmianą parametrów otoczenia, zmienia
sprawność i moc obiegu parowego [11,26]. Graficzną prezentację tych zależności pokazano
na Rys 3.6 – 3.10.
Rys. 3.6. Zależność sprawności turbiny gazowej, części parowej oraz układu gazowo-parowego w funkcji
temperatury otoczenia [11]
39
Rys. 3.7. Zależność mocy turbiny gazowej, części parowej oraz układu gazowo-parowego w funkcji temperatury
otoczenia [11]
Rys. 3.8. Zmiana mocy i sprawności układu gazowo-parowego w funkcji wilgotności powietrza [11]
Rys. 3.9. Zmiana mocy układu gazowo-parowego w funkcji wysokości na poziomem morza [11]
40
Rys. 3.10. Zmiana moc części parowej w funkcji ciśnienia w skraplaczu [11]
3.4.4 Wpływ chłodzenia turbiny gazowej na charakterystyki układu
Ze względu na to, iż sprawność turbiny gazowej zależy w prosty sposób od
temperatury spalin na wlocie do turbiny dąży się do jej zwiększania, co powoduje
konieczność stosowania chłodzenia (podrozdział 2.7).
Chłodzenie turbiny może odbywać się na wiele sposób, przykładowe dwa warianty
pokazano na Rys. 3.11. W wariancie a powietrze pobierane jest z upustu sprężarki. Przed
wprowadzeniem go do odpowiednich wieńców łopatkowych turbiny zostaje zdławione do
wskazanej wartości. W wariancie b wykonano wiele upustów w sprężarce, przez co nie ma
strat dławienia, ale komplikuje się przez to znacznie konstrukcja sprężarki. Struktura
chłodzenia nie wpływa jednak znacząco na sprawność układu gazowo-parowego [26].
Stosowanie chłodzenia powoduje zmniejszenie strumienia przypływającego przez
komorę spalania. Daje to obniżenie sprawności turbiny gazowej, wzrost strumienia spalin
wylotowych oraz obniżenie ich temperatury. Oddziałuje to widocznie na osiągi części
parowej oraz sprawność układu. Użycie 10% strumienia powietrza zasysanego przez
sprężarkę do chłodzenia powoduje spadek sprawności równoważny obniżeniu temperatury
spalin na wlocie do turbiny o około100 K [26].
Dla turbin z chłodzeniem zdefiniowano istotny wskaźnik
określający stosunek
strumienia skierowanego do chłodzenia i strumienia powietrza zasysanego przez sprężarkę:
̇
(27)
̇
41
Rys. 3.11. Schemat układu gazowo-parowego z jednociśnieniowym kotłem odzyskowym wraz z
uwzględnieniem chłodzenia turbiny gazowej [26]
Sprawność maksymalna części parowej układu gazowo-parowego z chłodzeniem
turbiny osiągana jest przy takich samych bądź niższy parametrach pary jak dla układu bez
chodzenia, jednak dla niezmienionych parametrów pary jej strumień ulega zmniejszeniu.
Wzrost zużycia powietrza do chłodzenia turbiny obniża optymalny stosunek sprężania [26].
3.5 Struktury układów gazowo-parowych
3.5.1 Zasadnicze zagadnienia, zależności, elementy
Do podstawowych elementów, obecnie najczęściej stosowanych układów budowanych
według schematu z podrozdziału 3.3.2, określanych w literaturze anglosaskiej mianem
Combined Cycle, należą:

turbina gazowa,

kocioł odzyskowy,

obieg parowy (turbina parowa z niezbędnymi urządzeniami),

generator (jeden lub więcej w zależności od konfiguracji),

układ chłodzenia części parowej.
42
Turbina gazowa została opisana wcześniej. Jednak należy tutaj dodać, iż
wykorzystanie do budowy układu gazowo-parowego turbiny gazowej o najwyższej
sprawności nie zawsze prowadzi do maksymalizacji sprawności układu. Turbiny gazowe
pracujące w obiegach złożonych nie nadają się do zastosowania w układzie gazowoparowym.
Kocioł odzyskowy (HRSG – heat recovery steam generator) można nazwać
„mózgiem” układów gazowo-parowych, gdyż jego dobór prowadzi do optymalizacji całego
układu dla danej turbiny gazowej i stawianych wymagań. Dla obecnego poziomu technologii
nie wykonuje się turbin gazowych na zamówienie. To wyłącznie od typu kotła zależy moc
elektryczna i cieplna kombinowanych układów gazowo-parowych [3].
Kocioł odzyskowy jest zespołem połączonych wymienników ciepła, których zadaniem
jest wykorzystanie ciepła spalin turbiny gazowej, których temperatura wynosi od 500 do
650°C, do generacji pary przeznaczonej do wykonania pracy w turbinie parowej napędzającej
generator. Może również występować generowanie gorącej wody bądź pary do celów
technologicznych.
Zgodnie z klasyfikacją z podrozdziału 3.2, można wyróżnić różne konstrukcje kotłów.
Kotły pionowe (Rys. 3.13), w których powierzchnie ogrzewalne tworzą rury poziome, pracują
przy cyrkulacji wymuszonej, natomiast kotły poziome wykorzystują cyrkulację naturalną,
dzięki pionowemu orurowaniu. Oba typy wykonywane są jako konstrukcje modułowe.
Rys. 3.12. Konstrukcja modułowa poziomego kotła odzyskowego (cyrkulacja naturalna) wg General Electric [1]
43
Rys. 3.13. Konstrukcja modułowa pionowego kotła odzyskowego (cyrkulacja wymuszona) wg GE [1]
Porównując oba rodzaje kotłów można stwierdzić, iż zastosowanie pionowych będzie
korzystne w instalacjach o ograniczonej przestrzeni, gdyż cechują się one mniejszym niż
poziome zapotrzebowaniem na miejsce. Pozwala to na umieszczenie takiego kotła w miejsce
„starego” węglowego w modernizowanych elektrowniach. Ponadto wymuszona cyrkulacja
daje możliwość relatywnie szybkich rozruchów oraz odstawień. W kotłach poziomych
występują lepsze warunki przepływu spalin. Dodatkowo są one tańsze w porównaniu
z pionowymi [1,3].
Do najważniejszych parametrów projektowych i eksploatacyjnych kotła odzyskowego
należą:

wartość przewężenia temperaturowego ΔTmin (czasem Δtpp) – punkt krytyczny kotła
(boiler pinch point, BPP),

niedogrzanie wody na wlocie do walczaka Δtap (approach temperature, AT),

strata ciśnienia w kanale spalinowym (HRSG pressure loss),

temperatura wylotowa spalin z kotła.
Minimalizacja wartości ΔTmin prowadzi do podwyższenia sprawności kotła (liniowa
zależność), ale również do znacznego zwiększenia powierzchni ogrzewalnych kotła
(zależność wykładnicza). Oprócz oczywistych wyższych nakładów inwestycyjnych
i zapotrzebowania na miejsce, dodatkową wadą będzie wzrost oporów przepływu spalin.
44
Obecnie wartością uzasadnioną eksploatacyjnie i ekonomicznie jest 6÷10 K dla instalacji bez
dopalania i 10÷20 K z dopalaniem [1,3].
Wartość AT określa różnicę między temperaturą nasycenia w walczaku, a temperaturą
na wylocie z podgrzewacza wody. Im mniejsza wartość, tym większa jest produkcja pary i co
za tym idzie, sprawność kotła. Jednocześnie większa musi być powierzchnia podgrzewacza,
ale mniejsza parowacza. Istotnym jest zwrócenie uwagi na fakt, że przy niskich wartościach
AT przy zmiennych warunkach pracy może wystąpić parowanie już w podgrzewaczu
i blokowanie przepływu w poszczególnych rurach. Dla kotłów bez dopalania przyjmuje się
5÷10 K, z dopalaniem i pracą ze zmiennym obciążeniem 20÷80 K [3].
Strata ciśnienia na wylocie turbiny gazowej powoduje spadek jej osiągów, a co za tym
idzie również całego układu. Projektowanie kotła musi odbywać się na zasadzie optymalizacji
osiągów układu. Można dążyć do uzyskania niskich strat ciśnienia, zwiększając przy tym
sprawność i moc, lecz związane jest to ze zwiększaniem rozmiarów kotła. Zależności te
pokazano na Rys. 3.14.
Rys. 3.14. Zależność osiągów układu gazowo-parowego oraz wielkość powierzchni wymiany ciepła kotła
odzyskowego w funkcji strat ciśnienia w kotle [11]
W praktyce wartość oporów przepływu wynoszą od 25 do 35 mbarów, przy czym
dolne wartości dotyczą kotłów pionowych. Kotły odzyskowe pracują więc przy nieznacznym
nadciśnieniu spalin. W razie potrzeby możliwa jest zabudowa instalacji ograniczania emisji
NOx (SCR, SNCR) [1,3,11].
45
Układy gazowo-parowe cechują się brakiem regeneracyjnego podgrzewu wody
zasilającej z upustów turbiny parowej, jedynie odgazowywacz może być zasilany parą
upustową. Powoduje to, iż przygotowanie wody zasilającej (podgrzanie kondensatu
i odgazowanie) stwarza pewne problemy i w praktyce może odbywać się na wiele sposobów.
Kilka z nich przestawiono na Rys. 3.15.
Rys. 3.15. Różne rozwiązania podgrzewu kondensatu [7]
oznaczenia poszczególnych schematów w tekście; G – generator, S – sprężarka, T – turbina gazowa
Rozwiązania te, obok stosowania kotłów wieloprężnych, w różnym stopniu pozwalają
schłodzić gazy spalinowe, co może podnieść sprawność obiegu. Należy jednak zauważyć, iż
temperatura ścianki rury powierzchni ogrzewalnych kotła zależy od temperatury wody w nich
płynącej. Tak więc wprowadzanie do kotła wody zasilającej o stosunkowo niskiej
temperaturze pozwala na lepsze schłodzenie spalin, jednak powstaje zagrożenie wykraplania
się wilgoci ze spalin na powierzchniach ogrzewalnych. Prowadzić to będzie do korozji
niskotemperaturowej w związku z występowaniem zanieczyszczeń w spalinach. Dla
ograniczenia tego zjawiska należy utrzymywać temperaturę wody zasilającej powyżej punktu
46
rosy dla danego składu spalin. W przypadku stosowania paliw o bardzo niskiej zawartości
siarki zalecaną minimalną temperaturą wody wprowadzanej do kotła jest 60°C [11]. Przy
spalaniu paliwa zasiarczonego temperatura ta będzie w granicach od 120 do 160°C. Powstają
również rozwiązania wymienników ciepła ze stali kwasoodpornych i/lub tworzyw sztucznych
pozwalające na obniżenie jej wartości, jak przy spalaniu paliw czystych [1,3,11,7,26].
Wariant a (Rys. 3.14) jest najprostszy i jednocześnie nie umożliwia uzyskania
wysokiego wykorzystania ciepła spalin. Podgrzew wody następuje jedynie w odgazowaczu
zasilanym parą upustową z turbiny parowej. W wariancie b kondensat zostaje podgrzany
w spalinowym wymienniku ciepła wykonanym ze stali stopowych odpornych na korozje
i trafia do odgazowywacza, który podobnie, jak w poprzednim zasilany jest parą z upustu.
Umożliwia to bardzo dobre schłodzenie spalin, nawet poniżej punktu rosy. Układ d jest
rozwinięciem b, z tą różnicą, że zastosowano w nim recyrkulację wody zasilającej, co daje
efekt podobny jak w c.
Często stosowane rozwiązanie pokazano na Rys. 3.14c. Para do odgazowania
wytwarzana jest w parowaczu dearacyjnym, co podnosi sprawność egzergetyczną układu.
Stanowi on integralną część kotła i węzła zasilającego. Składa się on z pęczka rur
zabudowanych w kanale spalinowym kotła, walczaka niskoprężnego będącego jednocześnie
zbiornikiem wody zasilającej, odgazowywacza zabudowanego na walczaku oraz rur
opadowych i łączących. Ciśnienie pracy wynosi najczęściej od 1,2 do 6 barów. Wyższe
parametry nie są wskazane. W efekcie wprowadzana do kotła woda ma znacznie
podwyższoną temperaturę, co, jak już wspomniano, istotne jest przy spalaniu paliw
zasiarczonych.
Kombinacja rozwiązań b i c to rozwiązanie z podpunktu e. Pozwala ono na uzyskanie
najwyższej sprawności, jednak wymiennik podgrzewający kondensat musi być wykonany
z materiału odpornego na korozję.
Przedstawione rozwiązania mogą być stosowane również w układach wieloprężnych.
Oprócz poprzednich, można również zastosować podgrzew kondensatu wodą zasilającą, a do
odgazowywacza trafia para z upustu. Wariant taki (Rys. 3.16a) daje dużą korzyść w postaci
możliwości stabilizowania temperatury wody zasilającej. Dotyczy to zarówno układów jedno
jak i wieloprężnych. Ponadto czasem stosuje się podgrzew wody w wymiennikach
regeneracyjnych parowych zasilanych parą z upustu (Rys. 3.16b). Podano, iż takie
rozwiązania nie są typowe dla układów gazowo-parowych, jednak stosowanie paliwa
47
wysokozasiarczonego wymaga znacznego podniesienia temperatury wody zasilającej kocioł
odzyskowy. Czasem taki wariant jest uzasadniony ekonomicznie.
a)
b)
Rys. 3.16. a) Podgrzew kondensatu wodą zasilającą, b) Podgrzew kondensatu w wymiennikach regeneracyjnych
zasilanych parą upustową [7]
Charakterystyczną własnością układów Combined Cycle jest ścisła zależność mocy
osiąganej przez turbinę parową od mocy turbiny gazowej dla zdefiniowanej struktury. We
współczesnych rozwiązaniach moc układu gazowo-parowego wynosi około 150÷160% mocy
turbiny gazowej. Dla uzyskania większych mocy elektrowni stosuje się wiele turbin
gazowych pracujących na jeden turbozespół parowy (nawet 5 turbin gazowych, zazwyczaj nie
więcej niż trzy). Takie rozwiązania (Rys. 3.17) pozwalają uzyskać moc zainstalowaną na
poziomie 800÷1000 MW [1,11].
Rys. 3.17. Dwa wariantu konfiguracji układów gazowo-parowych: a) dwie turbiny gazowe pracujące na
indywidualne kotły odzyskowe zasilające jeden wspólny układ turbiny parowej (2 + 2 +1), b) dwie turbiny
parowe zasilające wspólny kocioł odzyskowy zasilający układ turbiny gazowej (2 + 1 +1) [7]
Oba pokazane warianty posiadają niewątpliwe zaletę w postaci jednej, większej
turbiny parowej niż w rozwiązaniach 1+1+1 (jedna turbina gazowa, jeden kocioł odzyskowy,
jedna turbina parowa), a większa zazwyczaj równa się bardziej sprawna. Rozwiązanie
a pozwala na szybsze, niż w przypadku b, rozruchy i zmiany obciążeń, ale zajmuje więcej
miejsca i wymaga większej ilości urządzeń potrzeb własnych i sterowania [11].
Układy gazowo-parowe mogą być budowane w wariantach jedno- i dwuwałowych.
W pierwszym wariancie turbiny gazowa i parowa połączone są jednym wałem i napędzają
jeden generator. Występują rozwiązania ze sprzęgłem między turbiną gazową, a parową, ale
48
również wersje ekonomiczne bez sprzęgła. W przypadku układów dwuwałowych turbiny
gazowa i parowa są autonomiczne i napędzają niezależne generatory.
Turbiny parowe, stosowane w układach gazowo-parowych, wykonywane są
zazwyczaj na zamówienie. Główne wymagania im stawiane to: wysoka sprawność, krótkie
czasy rozruchu i instalacji. Parametry ich pracy wynikają z projektu kotła odzyskowego, a ich
optymalizacja jest kluczowym zagadnieniem techniczno-ekonomicznym budowy takich
układów [1,11,26].
3.5.2 Układy jednociśnieniowe
Elementarny układ z jednoprężnym kotłem odzyskowym pokazano na Rys. 3.18. Jest
to podstawowe rozwiązanie cechujące się prostotą, szybkim rozruchem, ale i dużymi stratami
w kotle odzyskowym. Ciśnienie generowanej pary jest stosunkowo niskie, a temperatura
niższa od temperatury spalin turbiny gazowej o 20 do 40 K [1,11,16,26]. Układ jest
dwuwałowy. Generowane spaliny kierowane są do pionowego kotła odzyskowego.
Zbudowany jest on z trzech zasadniczych sekcji: podgrzewacza wody, parowacza oraz
przegrzewacza. Rozkład temperatur czynników w kotle przedstawiono na Rys. 3.19. Na
schemacie nie pokazano odgazowywacza zasilanego z upustu turbiny parowej.
Rys. 3.18. Uproszczony schemat elementarnego obiegu jednoprężnego [16]
a – powietrze, b – paliwo, c – spaliny, 1 – instalacja turbiny gazowej, 2 – kocioł odzyskowy, 3 – turbina parowa,
4 – walczak, 5 – generator, 6 – skraplacz, 7 – pompa wody zasilającej
Wzrost ciśnienia spowoduje wzrost sprawność części parowej dzięki uzyskaniu
wyższego spadku entalpi w turbinie, jednocześnie spada stopień suchości pary na wylocie
części niskoprężnej. W układzie o niższym ciśnieniu możliwe jest lepsze wykorzystanie
ciepła spalin turbiny gazowej. Zależność tą pokazano na Rys. 3.20.
49
Rys. 3.19. Przebieg zmian temperatury w kotle odzyskowym [26]
t4a – temperatura na wylocie turbiny gazowej, t3s – temperatura pary świeżej, Δtpp – spiętrzenie (przewężenie)
temperaturowe (pinch point), Δtap – niedogrzanie wody na wlocie do walczaka (approach point),
t5a – temperatura spalin opuszczających kocioł odzyskowy, t 1s – temperatura wody zasilającej
Podniesienie temperatury zwiększa wartość entalpii pary świeżej i stopień suchości na
wylocie, ale jednocześnie powoduje nieznaczny spadek mocy układu, gdyż większa ilość
ciepła „pobierana” jest do przegrzania pary, niż do jej „produkcji” w parowaczu.
Rys. 3.20. Zależność temperatury czynników wzdłuż drogi wymiany ciepła w zależności od ciśnienia pary
świeżej [16]
Wzrost sprawności układu jednociśnieniowego można uzyskać przez wprowadzenie
jednego z rozwiązań podgrzewu wody zasilającej pokazanych na Rys. 3.15. w zależności od
stosowanego paliwa i w oparciu o analizę ekonomiczną. Schemat takiego układu pokazano na
Rys. 3.21. Układ ten jest bardzo zbliżony do dwuciśnieniowego, z tą różnicą, że para
produkowana
na
niższym
poziomie
ciśnienia
wykorzystywana
jest
jedynie
do
odgazowywania. Schłodzenie spalin jest umiarkowane, układ przeznaczony jest do spalania
paliw zasiarczonych.
50
Rys. 3.21. Schemat cieplny elektrowni gazowo-parowej z jednoprężnym, pionowym kotłem odzyskowym [26]
Wspomniane ograniczenie podnoszenia ciśnienia pary świeżej można zniwelować
poprzez wprowadzenie przegrzewu międzystopniowego. Zwiększa się stopień suchości pary
na wylocie do skraplacza. Przebieg zmian temperatury w kotle odzyskowym przy
zastosowaniu przegrzewu pokazano na Rys. 3.22. Rozwiązanie to nie jest często stosowane
w układach jednociśnieniowych ze względu na komplikowanie układu, zwiększanie kosztów
inwestycyjnych.
Układy
w elektrociepłowniach,
ciepło
jednociśnieniowe
spalin
są
wykorzystywane
zazwyczaj
jest
do
wykorzystywane
podgrzania
wody
w wymienniku sieciowym zabudowanym w końcowej części kotła odzyskowego.
Rys. 3.22. Przebieg zmian temperatury w kotle odzyskowym przy zastosowaniu przegrzewu międzystopniowe w
układzie jednociśnieniowym [16]
3.5.3 Układy dwuciśnieniowe
Układy jednociśnieniowe nie pozwalają uzyskać dużych sprawności układu ze
względu na znaczne straty egzergii. Zbliżenie temperatury wody i spalin pozwala je
zmniejszyć, a dokonuje się tego poprzez wprowadzenie dodatkowych powierzchni
ogrzewalnych w kotle do generacji pary na dwóch stopniach ciśnienia. Drugi, niższy stopień
pozwala na lepsze wykorzystanie ciepła spalin. Optymalna wartość ciśnienia jest stosunkowo
51
niska (np. ciśnienie pary świeżej wysokociśnieniowej 10 MPa, niskociśnieniowej 0,5 MPa).
Para o niższych parametrach wprowadzana jest w odpowiednim miejscu do turbiny parowej,
zazwyczaj na wlocie do części niskoprężnej [1,7,11,26,38].
Rozmieszczenie powierzchni ogrzewalnych jest bardzo istotne w celu uzyskania jak
najniższych strat w kotle. Wyróżnić można rozkład szeregowy, równoległy i szeregoworównoległy, dotyczy to zarówno układów dwuciśnieniowych jak i trójciśnieniowych.
Przykładową strukturę z kotłem dwuciśnieniowym pokazano na Rys. 3.23a.
a)
b)
Rys. 3.23. a) Schemat układu z kotłem dwuciśnieniowym szeregowym (przy pominięciu linii kropkowanej),
b) Przebieg zmian temperatury czynników w kotle odzyskowym (przy pominięciu linii kropkowanej) [26]
PP_W – przegrzewacz pary wysokiego ciśnienia, P_W – parownik wysokiego ciśnienia, PW_W – podgrzewacz
wody wysokiego ciśnienia, PP_N – przegrzewacz pary niskiego ciśnienia, P_N – parownik niskiego ciśnienia,
PW – podgrzewacz wody wspólny dla obu sekcji
Dla wariantu z linią kropkowaną układ można uznać za szeregowo-równoległy.
Podgrzewacz wysokoprężny i niskoprężny są w tym wypadku osobnymi wymiennikami
umieszczonymi równolegle. Rozwiązanie to jest charakterystyczne dla układów dużej mocy.
W przypadku przyjęcia wersji z linią przerywaną (bez kropkowanej) układ jest typowo
szeregowy [26]. Kolejne powierzchnie ogrzewalne umieszczone są jedne za drugim, co
odzwierciedla przebieg zmian temperatury (Rys. 3.23b). Cały strumień wody podgrzewany
jest w jednym podgrzewaczu PW i dopiero za nim jest rozdzielany.
Wariant układu z kotłem dwuciśnieniowym z szeregowo-równoległym rozkładem
powierzchni
ogrzewalnych
umieszczono
na
Rys.
3.24.
Podgrzewacz
niskoprężny
i wysokoprężny są rozdzielone. Para niskoprężna po przegrzaniu mieszana jest z parą
wylotową części wysokoprężnej i trafia do części niskoprężnej turbiny (po odrzuceniu linii
kropkowanej – wariant bez przegrzewu). W wariancie zaznaczonym linią kropkowaną
zastosowano przegrzew międzystopniowy. Para niskoprężna podobnie jak w poprzednim jest
52
wstępnie przegrzana, po czym jest mieszana z para wylotową części wysokoprężnej.
Następnie łączny strumień kierowany jest do przegrzewacza międzystopniowego i po
przegrzaniu wprowadzany do części niskoprężnej. Przegrzew, podobnie jak w przypadku
układu jednoprężnego, jest zabiegiem pozwalającym na zwiększenie stopnia suchości pary na
wylocie turbiny. W skrajnym przypadku może prowadzić nawet do obniżenia sprawności
układu, jednak korzyść w postaci obniżenia erozji łopatek ostatnich stopni turbiny jest
znacząca.
Rys. 3.24. Schemat cieplny elektrowni gazowo-parowej z kotłem dwuciśnieniowym bez przegrzewu
międzystopniowego (bez linii kropkowanej) oraz z przegrzewem międzystopniowym [26]
Rozmieszczenie powierzchni ogrzewalnych ma widoczne odzwierciedlenie na
wykresie zmian temperatury czynników w kotle odzyskowym pokazanym na Rys. 3.25.
Wykres ten dotyczy wariantu bez przegrzewu międzystopniowego.
Rys. 3.25. Wykres zmian temperatury czynników w kotle odzyskowym dla schematu z Rys. 3.24 bez
przegrzewu międzystopniowego [26]
PW – podgrzewacz dwusekcyjny, pozostałe oznaczenia jak w poprzednim
53
W przypadku przedstawionych schematów wymiennik WZ pełnił role stabilizatora
temperatury na wlocie do kotła odzyskowego. Na schemacie z Rys. 3.26 uzyskano niską
temperaturę spalin na wylocie, w przedstawionym układzie spala się paliwo o bardzo niskiej
zawartości siarki.
Rys. 3.26. Układ dwuprężny bez przegrzewu międzystopniowego, dla paliwa o niskiej zawartości siarki [11]
Parametry czynników w poszczególnych punktach pokazano na schemacie. Układ
uzyskuje sprawność brutto wynoszącą 58,6%. Odgazowanie odbywa się przy podciśnieniu,
aby temperatura wody zasilającej była możliwe jak najniższa.
3.5.4 Układy trójciśnieniowe
Wprowadzenie trzeciego stopnia ciśnienia daje możliwość jeszcze lepszego
odzyskania ciepła spalin turbiny gazowej. Przy zastosowaniu przegrzewu międzystopniowego
układy te są obecnie najbardziej zaawansowanymi i najsprawniejszymi wśród gazowoparowych. Schemat bilansowy układu trójprężnego bez przegrzewu pokazano na Rys. 3.27.
Woda zasilająca odgazowywana jest przy bardzo niskim ciśnieniu, co pozwala uzyskać niską
temperaturę spalin. Dwie pompy sprężają wodę do ciśnienia obiegu średnioprężnego
i wysokoprężnego. Woda pod średnim ciśnieniem po przejściu przez podgrzewacz wody
wspólny dla części nisko i średnioprężnej jest rozdzielana na dwa strumienie, z których jeden
jest kierowany do ekonomizera części średnioprężnej, a drugi dławiony i trafia do walczaka
niskoprężnego.
Para
niskoprężna
nie
jest
przegrzewana,
zasila
turbinę
parową
i odgazowywacz. Para średnioprężna przegrzewana jest równolegle z wysokoprężna do takiej
54
samej temperatury co para świeża i wprowadzana do turbiny. Układ uzyskuje sprawność
brutto równą 58,7% [11,26,38].
Rys. 3.27. Schemat bilansowy układu trójciśnieniowego dwuwałowego bez przegrzewu międzystopniowego, dla
paliw niskozasiarczonych [11]
Rys. 3.28. Schemat cieplny dużego bloku gazowo-parowego w konfiguracji jednowałowej z trójprężnym kotłem
odzyskowym i międzystopniowym przegrzewem międzystopniowym [38]
55
Schemat układu działającego w bardzo podobny sposób pokazano na Rys. 3.28. Różni
je jednak zastosowanie przegrzewu międzystopniowego oraz konfiguracji jednowałowej.
Układ taki pozwala na ograniczenie kosztów inwestycyjnych i miejsca, ale przede wszystkim
na zastosowanie jednego większego generatora. Autonomiczna praca turbiny gazowej jest
możliwa dzięki rozłączaniu jej od części parowej poprzez sprzęgło hydrokinetyczne.
W układzie wykorzystuje się również podgrzanie paliwa [38].
Układ szeregowo-równoległy trójciśnieniowy z przegrzewem międzystopniowym
przedstawia Rys. 3.29. Różni się on od poprzednich rozkładem powierzchni ogrzewalnych
oraz przygotowaniem wody zasilającej. Występuje w nim opisany wcześniej parowacz
deaeracyjny.
Rys. 3.29. Schemat cieplny układu trójciśnieniowego z przegrzewem międzystopniowy oraz parowaczem
deaeracyjnym w konfiguracji jednowałowej [3]
Pogrzewacz wody jest tutaj wspólny dla wszystkich stopni ciśnienia. Woda zasilająca
po przejściu przez pierwszy podgrzewacz ECN rozdzielana jest na dwa strumienie. Pierwszy
trafia do walczaka niskiego ciśnienia, drugi jest sprężany przez pompę średniego ciśnienia
i wprowadzany do ekonomizera ECS, umieszczonego równolegle z przegrzewaczem niskiego
ciśnienia PN. Strumień wody po podgrzaniu jest ponownie rozdzielany – do pompy
wysokiego ciśnienia raz do walczaka średnioprężnego. Przegrzanie pary średnioprężnej
odbywa się w PS równolegle do podgrzewacza ECW. Przegrzana para o średnim ciśnieniu
mieszana jest następnie z parą z wylotu części wysokoprężnej WP. Łączny strumień
56
przegrzewany jest następnie w przegrzewaczu PM, równoległym do drugiej części
przegrzewacza pary wysokoprężnej PW1A i wprowadzany do części średnioprężnej turbiny
SP. Para przegrzana o niskim ciśnieniu mieszana jest z parą wylotową części średnioprężnej
SP, przed jej wlotem do NP.
Schemat bilansowy dla układu trójciśnieniowego z przegrzewem międzystopniowym
w konfiguracji dwuwałowej umieszczono na Rys. 3.30. Jego zasada działania jest bardzo
zbliżona do tego z Rys. 3.28. Układ charakteryzuje się wysoką sprawnością brutto równą
59,3% [11].
Rys. 3.30. Schemat bilansowy układu trójciśnieniowego z przegrzewem międzystopniowy oraz parowaczem
deaeracyjnym w konfiguracji dwuwałowej [11]
3.5.5 Układy gazowo-parowe zintegrowane ze zgazowaniem
Zgazowanie jest procesem technologicznym znanym już od dawna, głównie
związanym z przemysłem chemicznym. Polega ono na konwersji pierwiastka węgla i wodoru
zawartego w paliwie na gaz palny. Zgazowaniu można poddawać wiele paliw stałych,
ciekłych, ale też i gazowych. Zgazowywanymi paliwami są antracyt, torf, węgiel kamienny,
węgiel brunatny, olej opałowy, ciężki olej, odpady rafineryjne, koks, biomasa, odpady, gaz
ziemny. Czynnikami zgazowującymi są najczęściej powietrze, powietrze wzbogacone tlenem,
czysty tlen, para wodna bądź mieszanina tych czynników. Produktami reakcji są przede
wszystkim tlenek węgla, wodór i metan. Oprócz nich powstają węglowodory wyższego rzędu
w postaci smół, a ponadto inne substancje: dwutlenek węgla, azot, para wodna oraz odpady
57
stałe w postaci karbonizatu, popiołu lub żużla. W trakcie zgazowania zachodzi szereg reakcji
egzo- i endotermicznych, a całość odbywa się w reaktorach różnego typu, zwanych
gazyfikatorami. Zasadniczo można je podzielić na trzy podstawowe kategorie (Rys. 3.31): ze
złożem ruchomym, ze złożem fluidalnym oraz strumieniowe [7,11,12,24,38].
Rys. 3.31. Porównanie podstawowych typów gazyfikatorów [11]
Otrzymywany gaz o składzie zależnym od wielu czynników, m. in. typu gazyfikatora
(temperatura, ciśnienie, czynnik zgazowujący), rodzaju paliwa (jego jakości, zawartości
części lotnych, wilgoci, popiołu) zawiera liczne zanieczyszczenia. Orientacyjny skład
i własności podano w tablicy 3.1. Gaz kierowany jest najpierw do schłodzenia, a następnie do
instalacji oczyszczania, z której trafia bezpośrednio do komory spalania turbiny gazowej.
Uproszczony schemat układu gazowo-parowego zintegrowanego ze zgazowaniem tlenowym
pokazano na Rys. 3.32 [7,12,29].
Tablica 3.1. Orientacyjny skład i parametry gazu syntezowego [11,18,20]
Składnik (parametr)
Jednostka
Ze
zgazowania
węgla
CH4
CnHm
H2
CO
CO2
N2
H2O
% obj.
% obj.
% obj.
% obj.
% obj.
% obj.
% obj.
0,04
11,64
26,69
6,64
53,12
1,87
5,6
0,2
11,2
20,2
12,0
44,6
-
Ze zgazowanie
odpadów w
reaktorze
ciśnieniowym
6,89
0,62
45,9
10,33
34,4
1,8
-
Gęstość
kg/m3N
1,167
1,1
0,933
4,58
4,82
-
5,83
6,32
0,015
9,02
10,62
-
Wartość opałowa
Liczba Woobego
Prędkość spalania
3
MJ/m N
MJ/m3N
m/s
Ze
zgazowania
biomasy
58
Rys. 3.32. Uproszczony schemat elektrowni ze zgazowaniem tlenowym [29]
Obecnie
na
świecie
pracuje
niewielka
ilość
układów
gazowo-parowych
zintegrowanych ze zgazowaniem (IGCC – Integrated Gasification Combined Cycle).
Większość powstających obiektów miała charakter demonstracyjny. W ostatnich latach działa
coraz więcej układów komercyjnych. Technologia ta jest droższa od technologii ze spalaniem
pyłu węglowego. Cechuje się ona niższą dyspozycyjnością oraz niższą sprawnością
wykorzystania energii chemicznej węgla. Jest jednak alternatywą dla krajów posiadających
duże pokłady węgla w związku z powszechnym przymusem ograniczania emisji CO2, gdyż
układy te dodatkowo pozwalają na wychwytywanie tego gazu i składowanie.
Rys. 3.33. Porównanie bloków IGCC z typowym blokiem węglowym na parametry nadkrytyczne [29]
a) wskaźniki kosztów inwestycyjnych, b) koszt produkcji energii elektrycznej przy założeniu ceny
węgla - 145 zł/t, c) sprawności, d) jednostkowe strumienie substancji szkodliwych
59
Narastająca
konkurencja,
intensywne
badania
oraz
zebrane
doświadczenia
eksploatacyjne wpłyną na ograniczenie kosztów i wzrost niezawodności działania tego typu
bloków [7,38]. Porównanie tych układów z blokami konwencjonalnymi na parametry
nadkrytyczne pokazano na Rys. 3.33, natomiast na Rys. 3.34 uproszczony schemat elektrowni
IGCC opartej na zgazowaniu węgla.
Rys. 3.34. Uproszczony schemat elektrowni Puertollano [12]
1 – gazyfikator, 2,3 – generacja pary w układzie chłodzenia gazu, 4,5 – filtry ceramiczne, 6 – płuczka
Venturiego, 7 – hydrolizer, 8 – osuszacz, 9 – kocioł odzyskowy
3.5.6 Układy gazowo-parowe z kotłami fluidalnymi
Kolejnym rozwiązaniem pozwalającym wykorzystać paliwa stałe jest zintegrowanie
układu turbiny gazowej z kotłem fluidalnym. W energetyce znalazły zastosowanie głównie
instalacje gazowo-parowe z ciśnieniowymi kotłami fluidalnymi. Ogólny schemat takiej
instalacji pokazano na Rys. 3.35.
Technologia
spalania
fluidalnego
pozwala
na
spalania
niskogatunkowych
i zanieczyszczonych paliw, czy nawet odpadów. Spalanie w ograniczonej temperaturze
pozwala w naturalny sposób ograniczać emisję NOx, a także poprzez dawkowanie sorbentu
bezpośrednio do złoża, wiązanie siarki. Jednocześnie stosunkowo niska temperatura (800900°C) nie pozwala jednak na uzyskanie wysokich sprawności układu gazowoparowego [7,31,38].
60
Rys. 3.35. Ogólny schemat energetyczny układu gazowo-parowego z ciśnieniowym kotłem fluidalnym [7], SN –
sprężarka niskoprężna, SW – wysokoprężna, CKF – ciśnieniowy kocioł fluidalny, CH – chłodnica, OD –
oczyszczenie gazu, TW, TW – turbina wysokoprężna, niskoprężna, UR – układ regeneracji, TP – turbina
parowa, URG – regeneracja spalinowa, ODG – odgazowywacz, S – skraplacz, G – generator,
Strukturę instalacji z kotłem ciśnieniowym spalającym węgiel brunatny w Cottbus
pokazano na Rys. 3.36. Palenisko fluidalne umieszczone jest w zamkniętym zbiorniku
ciśnieniowym. Ponadto w zbiorniku umieszczony jest również cyklonowy układ odpylania
i układ regulacji wysokości złoża. Oczyszczone i częściowo schłodzone spaliny
o temperaturze ok. 830°C wyprowadzane są ze zbiornika i trafiają do turbiny gazowej.
Rys. 3.36. Schemat elektrociepłowni w Cootbus [7]
1 – zasobniki sorbentu i węgla, 2 – zbiornik ciśnieniowy kotła, 3 – układ regulacji wysokości złoża,
4 – iniekcja paliwa, 5 – układ rozpalania kotła, 6 – separatory cząstek, 7 – turbina parowa, 8 – sieć
wymienników ciepłowniczych, 9 – turbina gazowa, 10 – wlot do sprężarki, 11 – chłodnica międzystopniowa,
12 – kotły szczytowe, 13 – skraplacz, 14 – pomocniczy odgazowywacz,
15 – wymiennik regeneracyjny para-woda, 16 – odgazowywacz, 17 – podgrzewacz wody, 18 – wymiennik
regeneracyjny wysokoprężny, 19 – zbiornik popiołu, 20 – elektrofiltr
61
Rys. 3.37. Ogólny schemat hybrydowego z ciśnieniowym spalaniem w kotle fluidalnym [7]
1 – generator częściowego zgazowania węgla, 2 – wysokotemperaturowe odsiarczanie, 3 – chłodnica gazu,
4 – kocioł fluidalny, S – sprężarka, T – turbina gazowa, TP – turbina parowa, KO – kocioł odzyskowy
W procesie sprężania powietrza zastosowano chłodzenie międzystopniowe wodą
zasilającą. Rozprężone spaliny kierowane są do spalinowego podgrzewacza wody. Para
generowana jest w wymiennika umieszczonych w kotle fluidalnym. Zastosowano także
międzystopniowy przegrzew pary [7].
Pokazany na Rys. 3.37 schemat ideowy jest połączeniem technologii zgazowania,
spalania fluidalnego i turbiny gazowej. Jest to koncepcja układu PFBC drugiej generacji
określana jako A-PFBC.
Zastosowany w tym wypadku układ zgazowania częściowego
cechuje stopniem konwersji węgla na poziomie 80-85%. Otrzymany gaz syntezowy jest
odsiarczany przy pomocy kamienia wapiennego. Gaz po schłodzeniu, odpyleniu i
oczyszczeniu trafia do komory spalania turbiny gazowej. Pozostałość koksowa z gazyfikatora
jest kierowana do kotła fluidalnego, gdzie jest dopalana, jednocześnie dochodzi również do
utlenienia CaS powstałego w procesie odsiarczania. Przy zastosowaniu turbiny gazowej o
dopuszczalnej temperaturze spalin na wlocie równej 1300°C, układ A-PFBC może osiągnąć
sprawność o 10% wyższą od układu PFBC [7].
3.5.7 Układy dwupaliwowe
Pod pojęciem układu dwupaliwowego należy rozumieć układ generujący energię
elektryczny (i ciepło), który w ustalonych warunkach pracy spala dwa różne paliwa
w oddzielnych komorach spalania. Nie zalicza się do nich współspalania biomasy.
Korzystanie z dwóch paliw zmniejsza ryzyko związane ze wzrostem cen jednego z nich.
Układy dwupaliwowe mogą być budowane „od zera”, ale przede wszystkim powstają w
62
procesie
nadbudowy
już
istniejących
instalacji,
głównie
węglowych
bloków
konwencjonalnych – repowering [3,7,27].
Układ gazowo-parowy można połączyć z blokiem węglowym na kilka sposobów.
Schemat układu z równoległą produkcja pary pokazano na Rys. 3.38. Cechuje się on dużą
swobodą w doborze turbiny gazowej do parowej, a co za tym idzie stosunku spalanego paliwa
gazowego do paliwa wykorzystywanego w nadbudowywanym układzie. Nadbudowanie daje
nawet 5% wzrost sprawności. Wyższa sprawność, w porównaniu do układu bez nadbudowy,
jest zachowywana pomimo zmniejszenia obciążenia bloku nawet do 40% wartości
znamionowej. Ponadto możliwe są różne stany pracy bloku:

układ konwencjonalny – praca jedynie bloku parowego,

układ prosty – moc generowana jest przez turbinę gazową, a spaliny wydalane są
bezpośrednio do atmosfery,

układ nadbudowany – praca bloku parowego i turbiny gazowej,

układ kombinowany – odstawienie kotła parowego, turbinę parową zasilana się tylko z
kotła odzyskowego [24].
Rys. 3.38. Nadbudowa w układzie równoległego wytwarzania pary [24]
KP – kocioł parowy, WP, SP, NP – część wysoko, średnio i niskoprężna turbiny parowej, PW – podgrzewacz
regeneracyjny wysokiego ciśnienia;1 – powietrze wtórne, 4 – paliwo stałe; pozostałe oznaczenia jak poprzednio
Spaliny opuszczające turbinę gazową zawieją znaczną ilość tlenu (16
18%), co
wykorzystuje się poprzez wprowadzenie ich do kotła, w którym spalany jest węgiel (bądź
inne paliwo). Ogólną strukturę przedstawia Rys. 3.39 [1,24,31].
63
Rys. 3.39. Schemat układu gazowo-parowego po nadbudowie w układzie hot windbox [24]
Układ ten w pełni nadaje się do nadbudowy istniejących już obiegów parowych
z kotłem węglowym turbiną gazową i nazywany jest hot windbox. Uzyskuje się dzięki niemu
znaczne podniesienie efektywności. Ze względu na to, iż udział tlenu w powietrzu
zasilającym klasyczny kocioł jest o ok. 40% większy niż we wprowadzanych spalinach, nie
jest możliwe całkowite zastąpienie powietrza spalinami. Chcąc tego dokonać należałoby
zwiększyć znacznie rozmiary kotła. W praktyce świadomie dobiera się turbinę gazową
o mniejszej mocy, uzupełniając brak tlenu powietrzem atmosferycznym. Dodatkową zaletą
jest możliwość pracy obu układów niezależnie. W przypadku wymuszonego odstawienia
części parowej spaliny odprowadzane są bezpośrednio do atmosfery z ominięciem
kotła [1,24,31,38].
Rys. 3.40. Układ szeregowy z kotłem odzyskowym jako podgrzewaczem kondensatu [24]
64
Dla celów nadbudowy istniejących bloków parowych powstało również inne
rozwiązanie połączenia z obiegiem turbiny gazowej. Instalacje w układzie zaprezentowanym
na Rys. 3.40 mogą pracować również autonomicznie. Podczas współpracy gazy wylotowe
turbiny gazowej podgrzewają wodę zasilającą i kondesat, dzięki czemu możliwe jest
bocznikowanie części podgrzewaczy regeneracyjnych. Odciążenie upustów turbiny powoduje
wzrost jej mocy. Należy tak prowadzić pracę układu, aby nie doszło do przeciążenia układu
łopatkowego bądź generatora. Nadbudowa należy połączyć z modernizacją turbozespołu lub
ze zmniejszeniem wydajności kotła [24].
Poza przedstawionymi rozwiązaniami łączenia układów po stronie czynnika
roboczego powstały również sposoby integracji pozwalające wykorzystać ciepło spalin do
przygotowania paliwa wprowadzanego go kotła spalającego węgiel brunatny (Rys. 3.41).
Rozwiązanie to zostało dokładniej opisane w podrozdziale 3.3.5, jako jeden z typów
sprzęgania obiegu turbiny gazowej i parowego [24].
Rys. 3.41. Schemat ideowy układu gazowo-parowego z wykorzystaniem ciepła gazów wylotowych turbiny
gazowej do poprawy jakości podawanego węgla [24]
1 – powietrze wtórne, 2 – paliwo gazowe, 3 – spaliny, 4 – węgiel surowy i znacznej wilgotności – ok. 50%,
5 – węgiel podsuszony – wilgotność ok. 5%;
SF – suszarnia fluidalna, K – kocioł parowy, M – młyn węglowy, pozostałe oznaczenia jak poprzednio;
3.5.8 Kogeneracyjne układy gazowo-parowe
W układach kogeneracyjnych kocioł odzyskowy rozbudowany jest o dodatkowe
powierzchnie ogrzewalne w jego końcowej strefie, w zakresie niskich temperatur spalin.
Wymienniki te muszą być odpowiednio wykonane, aby sprostać trudny warunkom, pracy.
Praca przy stosunkowo niskich temperaturach wody sieciowej powoduje schłodzenie spalin
poniżej punktu rosy i może prowadzić do korozji niskotemperaturowej. Ponadto układ trzeba
65
rozbudować o parowe wymienniki ciepłownicze, zasilane z upustu turbiny. Dodatkowo
w celu pokrywania obciążeń szczytowych często montuje się w kotle instalacje dopalającą
[3]. Możliwe są dwa warianty pokazane na Rys. 3.42 oraz Rys. 3.43. W pierwszym z nich
dopalanie prowadzi do podniesienia temperatury spalin turbiny gazowej. Pozwala to na
osiągniecie wyższej temperatury pary świeżej, ale głównie ma na celu zwiększenie mocy
części parowej układu.
Rys. 3.42. Schemat bilansowy elektrociepłowni gazowo-parowej jednociśnieniowej z dopalaniem [3]
Drugie rozwiązanie (Rys. 3.43) prowadzi jedynie do wzrostu mocy cieplnej
zabudowanego wymiennika sieciowego. Ma to uzasadnienie w przypadku stwierdzenia
nieopłacalności modernizacji istniejących szczytowych kotłów wodnych [3]. Poza sezonem
grzewczym turbina parowa pracuje w pełnej kondensacji, a więc przez znaczną część roku
generuje to znaczne straty. Moc cieplna do przygotowania c.w.u. może być dostarczana tylko
z wymiennika spalinowego.
Prowadzi to do rozważania, czy warto zastosować kocioł dwuprężny. Okazuje się, że
w przypadku dużych mocy cieplnych elektrociepłowni instalowanie kotła dwuprężnego wraz
z
odpowiednią
turbiną
parową
dwuciśnieniową
jest
uzasadnione
technicznie
i ekonomicznie [3]. Schemat takiej elektrociepłowni przedstawia Rys. 3.44.
66
Rys. 3.43. Schemat bilansowy elektrociepłowni gazowo-parowej jednociśnieniowej z dopalaniem przed
podgrzewaczem wody c.o. i c.w.u. [3]
Rys. 3.44. Schemat ideowy elektrociepłowni gazowo-parowej dwuciśnieniowej z dopalaniem [3]
67
Poza przedstawionymi istnieje jeszcze inny typ elektrociepłowni gazowo-parowych.
Opiera się na idei forsowania mocy turbiny gazowej poprzez wtrysk wody lub pary do jej
komory spalania, bądź w innym węźle przepływowym. Opisano to szerzej w podrozdziale
2.5.3. Schemat elektrociepłowni Chenga pokazano na Rys. 3.45. Problem utraty wtryskiwanej
wody rozwiązano poprzez wykroplenie wody ze spalin i odzyskanie jej w separatorze S.
Schłodzenie spalin do tak niskiej temperatury wymaga znacznego rozbudowania powierzchni
ogrzewalnych, które dodatkowo muszą być odporne na - wspomnianą już wielokrotnie korozję. Zależy to również od spalanego paliwa. Do skraplania dochodzi w podstawowym
podgrzewaczu wody sieciowej WP. Wymagana jest współpraca takiej instalacji
z niskotemperaturową siecią ciepłowniczą. Produkowana para jest wtryskiwana do komory
spalania turbiny oraz częściowo do odgazowywacza. Przy obciążeniach szczytowych para
zasila się również wymiennik szczytowy WSz. W układzie może pracować klasyczny zespół
turbiny gazowej [5].
Rys. 3.45. Schemat elektrociepłowni Chenga [5]
SP – sprężarka, KS – komora spalania, TG – turbina gazowa, PW – podgrzewacz wody zasilającej,
WP – wymiennik podstawowy, WSz – wymiennik szczytowy, S – separator cieczy, R – rozdzielacz strumienia
Rozwiązanie to cechuje się sprawnością nieznacznie niższą niż klasyczne układy
gazowo-parowe stosowane w kogeneracji i jest konkurencyjne w zakresie małych oraz
średnich mocy, ze względu na niższe koszty inwestycyjne i łatwość modernizacji starych
układów [5].
68
3.6 Stan obecny i perspektywy
Ilość pracujących bloków gazowo-parowych wzrasta gwałtownie w ostatnich latach.
Wzrost sprawności względem przedstawionych układów Combined Cycle uzyskano przede
wszystkim poprzez dalsze zwiększanie temperatury spalin na wlocie do turbiny gazowej T3,
co wiąże się z rozwijaniem układów jej chłodzenia oraz stosowaniem najlepszych materiałów
żaroodpornych. Chłodzenie parą w układzie zamkniętym oraz zastosowanie turbiny gazowej
ze spalaniem sekwencyjnym pozwoliło uzyskać sprawność równą 60% już dla temperatury
T3=1270°C. Schemat takiego bloku gazowo-parowego pokazano na Rys. 3.46. Wpływ na
sprawność ma również miejsce poboru pary do chłodzenia. Stwierdzono, iż pobieranie jej
jako nasyconej bezpośrednio z walczaka jest lepszym (z punktu widzenia poprawy
sprawności) rozwiązaniem, niż pobieranie jej z upustu części wysokoprężnej turbiny.
Rys. 3.46. Schemat bloku gazowo-parowego z kotłem trójprężnym z turbiną gazową z sekwencyjną komorą
spalania oraz z chłodzeniem łopatek parą [26]
Ponadto wzrost sprawność układu gazowo-parowego można uzyskać poprzez poprawę
sprawność samej części parowej. Uzyskać to można, podobnie jak w przypadku elektrowni
kondensacyjnych, zwiększając parametry pary świeżej i obniżając ciśnienie w skraplaczu oraz
zwiększając sprawność izentropową turbiny parowej. Podnoszenie temperatury pary świeżej
jest ograniczone z dwóch głównych powodów: zbyt niskiej temperatury spalin na wlocie do
kotła odzyskowego oraz braku zaawansowanych rozwiązań materiałowo-konstrukcyjnych dla
turbin parowych małej mocy (zazwyczaj turbina parowa w bloku gazowo-parowym posiada
69
moc nie przekraczającą 150 MW). Należy więc dążyć do projektowanie turbin gazowych tak,
aby temperatura gazów wylotowych była odpowiednio wyższa. Zastosowanie dwóch turbin
gazowych na jedną parową pozwala na uzyskanie większej mocy turbiny parowej, co pozwoli
na zastosowanie turbin o parametrach pary świeżej na poziomie 600°C i ciśnieniu
nadkrytycznym. Dodatkowo wprowadza się podgrzewanie paliwa przed podaniem do komory
spalania turbiny gazowej [1,11,26].
Po połączeniu wszystkich opisanych zabiegów układy gazowo-parowe mają uzyskać
w 2020 roku sprawność brutto przekraczającą 65% (wartość wg www.siemens.com).
Podstawowe parametry kilku najnowocześniejszych bloków gazowo-parowych
oferowanych przez wiodących producentów turbin gazowych podano w tablicy 3.2.
Wszystkie te układy są trójciśnieniowymi z przegrzewem. Podana moc jest mocą netto.
Koncern Mitsubishi Heavy Industry jest w trakcie realizacji układu, który ma przekroczyć
granicę 61% sprawności netto.
Tablica 3.2. Przykłady kilku najnowocześniejszych instalacji [51,52,53,54,55]
– brutto, pozostałe netto, Hn – kocioł odzyskowy poziomy z naturalną cyrkulacją , B – kocioł odzyskowy typu
Bensona, 1-1 – jedna turbina gazowa – jedna turbina parowa
b
Lokalizacja
Rok uruchomienia
Wykonawca
Moc [MWe]
Sprawność [%]
Konfiguracja
Model
Moc ISO [MW]
T. spalin [°C]
Turbina gazowa
Tallawarra
(Australia)
2008
ALSTOM
435
59,7b
Hn-1-1
GT26
288
616
565/565/274
13,5/2,8/0,47
Irsching
(Niemcy)
blok 4
2011
Siemens
Westinghouse
578
60,75
B-1-1
SGT58000F
375
625
600
17,0
Emsland
(Niemcy)
2010
ALSTOM
876
59,2
B-2-1
GT26
288
616
585
16,0
General Electric
480
60,0b
Hn-1-1
MS001H
b/d
b/d
565/565/277
16,5/2,38/0,2
Oferta
STAG 109H
Parametry
pary
[°C]
[MPa]
70
4. ANALIZA ENERGETYCZNA PRZY POMOCY PROGRAMU IPSEPRO
4.1 Wybór układów
Analizę przeprowadzono dla różnych struktur układów Combined Cycle z jedną
turbiną gazową i jedną parową w rozwiązaniu dwuwałowym.
Warianty układów jednociśnieniowych różnią się jedynie sposobem podgrzewania
wody zasilającej. Ze względu na to, iż rzadkością jest stosowanie przegrzewu w tego typu
układach nie analizowano układów jednociśnieniowych z przegrzewem.
Analizowane struktury dwuciśnieniowe podzielić można ze względu na rozkład
powierzchni ogrzewalnych na szeregowe (schemat 6) i szeregowo-równoległe (schemat 6a,
7 oraz 7a) . Wzięto również pod uwagę układy z przegrzewem (schemat 8).
Układy trójciśnieniowe, dla których przeprowadzono obliczenia, są rozwiązaniami
szeregowo-równoległymi, z przegrzaniem (schemat 9) i bez przegrzania pary niskiego
ciśnienia (wariant 9a) oraz z przegrzewem międzystopniowym (schemat 10) i bez niego.
Rozwiązanie dające najwyższą sprawność przeanalizowano również dla zwiększonych
sprawności urządzeń i podniesionych parametrów pary (schemat 11). Na jego podstawie
przeprowadzono ponadto obliczenia dla członu wysokiego ciśnienia o umiarkowanych
parametrach nadkrytycznych (wariant 12).
Oprócz typowych rozwiązań Combined Cycle, w których spalany jest gaz ziemny,
a spaliny turbiny gazowej oddają ciepło w kotle odzyskowym generującym parę dla turbiny
parowej, wzięto również pod uwagę układ gazowo-parowy zintegrowany z zgazowaniem
w gazyfikatorze ze złożem fluidalnym (schemat 13).
Ostatnim z analizowanych było jedno z rozwiązań nadbudowy bloków na węgiel
brunatny turbiną gazową zasilaną gazem ziemnym (schemat 14).
4.2 Założenia. Omówienie zasad analizy obiegów
Analizę układów przeprowadzono przy pomocy programu IPSEpro. Schematy
tworzono na podstawie [1,3,7,11,12,18,26,27,38]. W doborze parametrów kierowano się
uzyskaniem najwyższej sprawności z zachowaniem zależności typowych dla danych
układów. W każdym z nich dokonywano optymalizacji kluczowych parametrów obiegu.
Główne założenia:
 minimalny stopień suchości na wylocie części niskoprężnej turbiny x = 0,87
w zakresie temperatur od -20°C do 30°C,
71
 dla wszystkich stopni turbiny parowej sprawność wewnętrzna równa 0,87,
 sprawność elektryczna generatora równa 0,985, mechaniczna 0,99,
 sprawność pompy 0,85, mechaniczna 0,95,
 sprawność elektryczna silnika 0,95, mechaniczna 0,985,
 strata ciśnienia w kanale spalinowym (kotle odzyskowym) stała dla wszystkich
układów, równa 0,003 MPa,
 ΔTmin (Δtpp) = 10 K, Δtap (approach temperature) = 5 K,
 minimalna temperatura spalin na wylocie kotła odzyskowego 85°C.
 poza układami jednociśnieniowymi w pozostałych temperatura wody zasilającej stała
na poziomie 60°C,
 temperatura przegrzewu międzystopniowego równa temperaturze pary świeżej.
Ponadto
w
wymiennikach
reprezentujących
powierzchnie
ogrzewalne
kotła
uwzględniono straty ciśnienia, w mixerach i rozdzielaczach pominięto. Ciśnienie pary świeżej
było dobierane, jako maksymalne dla utrzymania danego stopnia suchości, nie większe niż
18,5 MPa (z wyjątkiem wariantu z kotłem nadkrytycznym). Temperatura pary świeżej została
przyjęta na stałe na poziomie 535°C, a dla układów bardziej złożonych (dwuciśnieniowe
z przegrzewem i trójciśnieniowe) równa 565°C.
Poza układem ze zgazowaniem, do turbiny trafia gaz ziemny typu E (GZ-50)
o parametrach, które ujęto w Tablica 4.1tablicy 4.1.
Tablica 4.1. Parametry gazu ziemnego przyjęte do obliczeń [57]
Metan
Etan
Propan
Dwutlenek węgla
Azot
CH4
C2H6
C3H8
CO2
N2
Udział
objętościowy
[%]
97,8
0,5
0,5
0,2
1,0
Wartość opałowa
Qj
36,7 MJ/m3N
Składnik
Udział
masowy
[%]
95,5
0,92
1,34
0,54
1,70
49,6 MJ/kg
72
4.2.1 Parametry turbiny
Badania przeprowadzono z wykorzystaniem turbiny gazowej firmy Siemens SGT58000H o parametrach znamionowych (ISO) podanych w tablicy 4.2. Jest ona jedną
z największych na świecie, ale przede wszystkim pozwala na uzyskanie w cyklu
kombinowanym najwyższej sprawności.
W
ostatnim
wariancie,
ze
względu
na
dopasowanie
mocy
turbiny
do
nadbudowywanego bloku wykorzystano turbinę Siemens SGT5-4000F.
Tablica 4.2. Główne parametry znamionowe turbin wykorzystanych w analizie [56]
Parametr
SGT5-8000H
SGT5-4000F
Moc elektryczna
375
288
MW
Sprawność
40
39,5
%
Temperatura spalin
625
580
°C
Strumień spalin
820
688
kg/s
Turbina gazowa reprezentowana jest w programie jako element gas_turbine_generic.
Ustawienia dopasowano na podstawie charakterystyk producenta dla serii SGT5-4000F oraz
brakujące dane dobrano z szablonu dołączonego do bibliotek programu. Zestawienie ustawień
zawarto w tablicy 4.3.
Schemat wyjściowy z turbiną w układzie prostym pokazano na Rys. 4.1. Otrzymane
zmienność sprawności, mocy wyjściowej oraz temperatury spalin w funkcji temperatury
powietrza przedstawiono na Rys. 4.2.
Rys. 4.1. Schemat wyjściowy z turbiną SGT5-8000H
73
Tablica 4.3. Parametry modelu gas_turbine_generic, które będą wykorzystywane do dalszej analizy
Parametr
Wartość
Jednostka
Objaśnienie
49614
375000
0,40
625
820
0
0
0
kJ/kg
kWe
°C
kg/s
bar
bar
m
dpower_dpin
-1,51
1/bar
dpower_dpout
-0,6
1/bar
dpower_dalt
0,98
1/bar
deta_dpin
-0,6
1/bar
deta_dpout
-0,6
1/bar
0
1/bar
dtout_dpin
172
K/bar
dtout_dpout
168
K/bar
dtout_dalt
-1,77
K/bar
dflow_dpin
-0,99
1/bar
dflow_dpout
0
1/bar
dflow_dalt
0,99
1/bar
ambient_p0
1,0133
bar
wartość opałowa gazu
znamionowa moc elektryczna
sprawność znamionowa
temperatura spalin znamionowa
strumień spalin znamionowy
strata ciśnienia na wlocie znamionowa
strata ciśnienie na wylocie znamionowa
wysokość nad poziomem morza –projektowa
spadek mocy proporcjonalny do strat ciśnienia
na wlocie
spadek mocy proporcjonalny do strat ciśnienia
na wylocie
zmiana mocy proporcjonalna do zmiany
ciśnienia atmosferycznego
spadek sprawności spowodowany stratą
ciśnienia na wlocie
spadek sprawności spowodowany stratą
ciśnienia na wylocie
spadek sprawności spowodowany zmianą
zmiana temperatury spalin spowodowana stratą
zmiana temperatury spalin spowodowana stratą
zmiana temperatury spalin spowodowana
zmianą ciśnienia atmosferycznego
spadek strumienia spalin spowodowany stratą
spadek strumienia spalin spowodowany stratą
zmiana przepływu spowodowana zmianą
ciśnienie atmosferyczne - projektowe
heat_value
power_el0
eta_th0
t_exh0
m_exh0
dp_in0
dp_out0
altitude0
deta_dalt
Charakterystyki
f_power_el
f_eta_th
f_t_exh
f_m_exh
Objaśnienie
stosunek mocy rzeczywistej do znamionowej w
funkcji temperatury powietrza
stosunek sprawności rzeczywistej do
znamionowej w funkcji temperatury powietrza
stosunek temperatury spalin do temperatury
spalin znamionowej w funkcji temperatury
powietrza
stosunek strumienia spalin do strumienia spalin
znamionowego w funkcji temperatury
powietrza
74
Rys. 4.2. Względna zmienność sprawności(eta), mocy elektrycznej turbiny(moc) oraz temperatury spalin(t_out)
w funkcji straty ciśnienia na wylocie turbiny.
4.2.2 Układ chłodzenia
Przyjęto, iż układ chłodzenia turbiny parowej oparty jest na chłodni kominowej.
Przyjęto prostą zmienność ciśnienia w skraplaczu w funkcji temperatury otoczenia,
przedstawioną na Rys. 4.3.
Rys. 4.3. Założona zmienność ciśnienia w skraplaczu w funkcji temperatury otoczenia
4.3 Struktury jednociśnieniowe
Na podstawie schematu wyjściowego utworzono podstawowy układ gazowo- parowy
o umiarkowanych parametrach pary. Woda zasilająca podgrzewana jest w wymienniku
mieszankowym będącym jednocześnie odgazowywaczem pracującym przy niewielkim
nadciśnieniu. Schemat bilansowy przedstawia Rys. 4.4, natomiast przebiegi temperatur
w kotle odzyskowym przedstawia Rys. 4.5.
75
Rys. 4.4. Układ jednociśnieniowy – podstawowy, schemat 1
Rys. 4.5. Przebieg zmian temperatur w kotle odzyskowym wzdłuż powierzchni wymiany ciepła, dla schematu 1
Inną wersję poprzedniego schematu przedstawia Rys. 4.6. Zastosowano tu
odgazowywacz pracujący przy podciśnieniu dla uzyskania minimalnej temperatury wody
zasilającej równej 60°C. Podobnie jak poprzednio zmiany temperatury w kotle odzyskowym
przedstawia Rys. 4.7.
76
Rys. 4.6. Układ jednociśnieniowy – odgazowywacz podciśnieniowy, schemat 2
Na schemacie 3 (Rys. 4.8) przeanalizowano układ, w którym para do odgazowywacza
generowana jest w parowaczu dearacyjnym. Temperatura wprowadzanej do kotła wody
zasilającej (Rys. 4.9) jest w tym wypadku odpowiednio wyższa, co jest istotne przy spalaniu
paliw zasiarczonych.
77
Rys. 4.8. Układ jednociśnieniowy – parowacz dearacyjny, schemat 3
Rozwinięciem schematu 3 jest schemat 4 z Rys. 4.10, w którym kondensat przed
podaniem do parowacza dearacyjnego jest podgrzewany w wymienniku spalinowym.
Rozwiązanie to nie jest preferowane nawet dla paliw o dużej czystości, ze względu na niską
temperaturę wody wprowadzanej do kotła (Rys. 4.11). Wymiennik taki musi być wykonany
ze stali odpornych na korozję, w innym przypadku wg [11] minimalną zalecaną temperaturą,
nawet dla paliw najczystszych, jest 60°C.
78
Rys. 4.10. Układ jednociśnieniowy – parowacz dearacyjny + wstępne podgrzanie kondensatu w wymienniku
spalinowym, schemat 4
Ostatnim z analizowanych układów jednociśnieniowych jest układ z podgrzaniem
kondensatu wodą zasilającą (Rys. 4.12). Pozwala to uzyskać wymaganą temperaturę wody
zasilającej, a jednocześnie wykorzystać typowy odgazowywacz pracujący przy praktycznie
dowolnym nadciśnieniu. Niestety zastosowany wymiennik wymienia duże ilości ciepła, więc
jego rozmiary będą znaczne. Rozwiązanie to jest często stosowane. Przebieg zmian
temperatur w kotle jest analogiczny jak na Rys. 4.7.
79
Rys. 4.12. Układ jednociśnieniowy – podstawowy + podgrzanie kondensatu wodą zasilającą, schemat 5
Podsumowując analizę w tablicy 4.4 umieszczono zestawienie najistotniejszych
parametrów układów dla znamionowych warunków otoczenia (ISO).
Tablica 4.4. Zestawienie parametrów rozważanych układów jednociśnieniowych
Wariant
1
2
3
4
5
170,93
144,5
130,2
127,1
146,3
°C
55,67
56,07
56,04
56,14
56,02
%
Sprawność netto
55,24
55,62
55,57
55,66
55,57
%
Strumień energii chemicznej paliwa
937,5
937,5
937,5
937,5
937,5
MWt
Moc turbiny gazowej
368,25
368,25
368,25
368,25
368,25
MWe
Moc elektryczna części parowej
153,64
157,37
157,1
158,03
156,92
MWe
Sumaryczna moc układu
521,89
525,62
525,35
526,28
525,17
MWe
Moc urządzeń potrzeb własnych
3,97
4,13
4,42
4,47
4,19
MWe
Ciśnienie pary świeżej
6,5
6,8
7,5
7,5
6,5
MPa
Temperatura pary świeżej
535
535
535
535
535
°C
Temperatura wody zasilającej
101
60,7
105,76
112,9
60
°C
0,105
0,02
0,12
0,153
0,105
MPa
0,889
0,89
0,888
0,888
0,889
-
6833
7108
8642
7597
7083
m2
Temperatura spalin na wylocie
z kotła odzyskowego
Sprawność brutto
Ciśnienie odgazowania
Stopień suchości na wylocie części
niskoprężnej turbiny parowej
Sumaryczna powierzchnia wymiany
ciepła w kotle odzyskowym
80
4.4 Struktury dwuciśnieniowe
Wykorzystując schemat 5 „dobudowano” wymienniki drugiego, niższego poziomu
ciśnienia w układzie szeregowym. Schemat 6 pokazany na Rys. 4.13 jest typowym dla
układów średnich mocy. Woda zasilająca podgrzewana jest we wspólnym podgrzewaczu
wody niskiego ciśnienia i następnie rozdzielana na dwa strumienie. Para niskoprężna jest
przegrzewana do umiarkowanej temperatury i kierowana do odpowiedniego wlotu turbiny
parowej. Rozkład temperatur w kotle odzyskowy umieszczono na Rys. 4.14.
Rys. 4.13. Układ dwuciśnieniowy szeregowy, schemat 6
81
Schemat 6a (Rys. 4.15) różni się od poprzedniego jedynie dodatkową powierzchnią
wymiany ciepła służącą do przegrzania pary niskiego ciśnienia do temperatury jak para
świeża. Zwiększa to stopień suchości na wylocie turbiny i pozwala podnieść ciśnienie pary
świeżej, co podnosi sprawność układu. Zmiany temperatur w kotle odzyskowym
przedstawiono na Rys. 4.16.
Rys. 4.15. Układ dwuciśnieniowy szeregowo-równoległy z przegrzanie pary niskoprężnej do temperatury równej
temperaturze pary świeżej, schemat 6a
Rys. 4.16. Przebieg zmian temperatur w kotle odzyskowym wzdłuż powierzchni wymiany ciepła, dla schematu
6a
82
Kolejny schemat - 7 - (Rys. 4.17) jest analogiczny do 6, z tym, że rozkład powierzchni
ogrzewalnych jest w nim szeregowo-równoległy. Rozwiązanie takie jest preferowane
w układach dużych mocy. Rozkład temperatur (Rys. 4.18) jest w tym wypadku inny, a para
niskoprężna przegrzana do wyższej temperatury. Przekłada się to na przyrost sprawności
względem schematu 6.
Rys. 4.17. Układ dwuciśnieniowy szeregowo-równoległy, schemat 7
83
Podobnie jak dla układu 6a, w następnym wariancie 7a (Rys. 4.19) przeanalizowano
wpływ przegrzania pary niskoprężnej do temperatury jak para świeża. Również otrzymano
w ten sposób przyrost sprawności względem wariantu 7. Przebieg zmian temperatur w kotle
ujmuje Rys. 4.20.
Rys. 4.19. Układ dwuciśnieniowy szeregowo-równoległy z przegrzanie pary niskoprężnej do temperatury równej
temperaturze pary świeżej, schemat 7a
7a
84
Ostatnim, najbardziej złożonym, ale jednocześnie najbardziej sprawnym spośród
układów dwuciśnieniowych jest wariant 8 (Rys. 4.21). Powierzchnie ogrzewalne
rozmieszczone są w sposób szeregowo-równoległy, a para niskoprężna po wstępnym
przegrzaniu mieszana jest z parą wylotową części wysokoprężnej i łączny strumień
przegrzewany do temperatury jak para świeża. W wariancie tym (oraz w kolejnych)
podniesiono temperaturę pary do 565°C. Rozkład temperatur ujmuje Rys. 4.22.
Rys. 4.21. Układ dwuciśnieniowy szeregowo-równoległy z przegrzewem międzystopniowym, schemat 8
85
Zestawienie parametrów wszystkich analizowanych wariantów dwuciśnieniowych
zawiera tablica 4.5.
Tablica 4.5. Zestawienie parametrów rozważanych układów dwuciśnieniowych
Wariant
6
6a
7
7a
8
99,66
105,79
100,55
103,53
142,2
°C
55,67
57,18
57,01
57,19
57,83
%
Sprawność netto
55,24
56,65
56,53
56,66
57,25
%
937,5
937,5
937,5
937,5
937,5
MWt
Moc turbiny gazowej
368,25
368,25
368,25
368,25
368,25
MWe
153,64
167,81
166,21
167,87
173,88
MWe
521,89
536,06
534,46
536,12
543,13
MWe
3,97
4,99
4,46
4,9
5,37
MWe
Sprawność brutto
5,8
9,2
7,0
9,5
18,5
MPa
535
535
535
535
565
°C
60
60
60
60
60
°C
0,146
0,146
0,107
0,107
0,11
MPa
0,888
0,886
0,887
0,888
0,97
-
10191
10510
10121
10389
10013
m2
4.5 Struktury trójciśnieniowe
Pierwszym z wariantów układów trójciśnieniowych był układ szeregowo-równoległy
z przegrzaniem pary średniego i niskiego ciśnienia (schemat 9 - Rys. 4.23). Strumień wody
o średnim ciśnieniu po podgrzaniu w podgrzewaczu wody niskiego ciśnienia rozdzielany jest
na strumień kierowany do podgrzewacza wody średniego ciśnienia oraz na strumień
wprowadzany do walczaka niskoprężnego, po uprzednim zdławieniu. Strumień wody
o wysokim ciśnieniu podgrzewany jest w kolejnych wymiennikach umieszczonych
równolegle do podgrzewaczy pozostałych stopni ciśnienia oraz równolegle do pierwszego
stopnia przegrzania pary średniego ciśnienia. Rozkład temperatur w kotle ujmuje Rys. 4.24.
86
Rys. 4.23. Układ trójciśnieniowy szeregowo-równoległy z przegrzaniem pary niskiego ciśnienia, schemat 9
Na kolejnym schemacie 9a (Rys. 4.25) rozważono pominięcie przegrzewanie pary
niskiego ciśnienia. Otrzymane zmiany temperatur czynników wzdłuż powierzchni wymiany
ciepła pokazuje Rys. 4.26.
87
Rys. 4.25. Układ trójciśnieniowy szeregowo-równoległy bez przegrzania pary niskiego ciśnienia, schemat 9a
9a
Podobnie jak w przypadku układów dwuciśnieniowych przeanalizowano wpływ
wprowadzenia przegrzewu międzystopniowego. Schemat 10 (Rys. 4.27) oparto na wariancie
9a. Para o średnim ciśnieniu po wstępnym przegrzaniu mieszana jest z parą wylotową części
wysokoprężnej, a łączny strumień przegrzewany w wymienniku równoległym do
przegrzewacza pary świeżej. Rozkład temperatur (Rys. 4.28) znacząco się różni od
poprzedniego, głównie w związku ze zwiększeniem ciśnień w układzie.
88
Rys. 4.27. Układ trójciśnieniowy szeregowo-równoległy z przegrzewem międzystopniowym bez przegrzania
pary niskiego ciśnienia, schemat 10
10
Ze względu na fakt, iż wariant 10 okazał się najbardziej sprawnym energetycznie na
schemacie 11 (Rys. 4.29) sprawdzono, jaką sprawność układu uzyska się przy zwiększeniu
temperatury pary świeżej i przegrzanej międzystopniowo do 600°C oraz przy poprawie
sprawności części wysokoprężnej i średnioprężnej turbiny parowej do 0,91, a niskoprężnej
do 0,89. Na Rys. 4.30 widać wyraźne zbliżenie temperatur czynników w kotle odzyskowym,
co przekłada się na zmniejszenie strat.
89
pary niskiego ciśnienia + zmiana sprawności turbiny i podniesienie temperatury pary świeżej, schemat 11
11
Z podniesieniem temperatury pary podnosi się również zazwyczaj jej ciśnienie.
W wariancie 12 (Rys. 4.31) przeanalizowano zamianę części wysokoprężnej podkrytycznej
na nadkrytyczną o umiarkowanym ciśnieniu, typowym dla krajowych bloków. Uzyskano
oczywiście przyrost sprawności, a rozkład temperatur (Rys. 4.31) znacząco różni się od
pozostałych. Brak obszaru parowania w części wysokoprężnej (linia ciągła czerwona)
pozwala jeszcze zmniejszyć różnicę temperatur czynników.
90
pary niskiego ciśnienia + zmiana sprawności turbiny i podniesienie temperatury pary świeżej + zmiana części
wysokoprężnej na nadkrytyczną, schemat 12
12
Podobnie
jak
poprzednio
zestawienie
parametrów
analizowanych
układów
trójciśnieniowych ujmuje tablica 4.6.
91
Tablica 4.6. Zestawienie parametrów rozważanych układów trójciśnieniowych
Wariant
9
9a
10
11
12
90,49
88,58
101,57
95,05
92,83
°C
Sprawność brutto
57,82
57,86
58,62
59,3
60,08
%
Sprawność netto
57,28
57,32
58,02
58,73
59,42
%
937,5
937,5
937,5
937,5
937,5
MWt
Moc turbiny gazowej
368,25
368,25
368,25
368,25
368,25
MWe
173,81
174,2
181,31
187,74
195
MWe
542,08
542,26
549,58
556
563,26
MWe
5,03
5,04
5,64
5,37
6,14
MWe
10
10
18,5
18,5
25,2
MPa
565
565
565
600
600
°C
60
60
60
60
60
°C
1,1
1,1
3,01
1,62
1,065
MPa
0,889
0,888
0,925
0,934
0,979
-
12360
12519
12854
13863
14641
m2
4.6 Układ gazowo-parowy zintegrowany ze zgazowaniem
Układ gazowo-parowy zintegrowany ze zgazowaniem oparto o schemat 11, jako
najbardziej sprawny energetycznie (pominięto 12 ze względu rzadko stosowane w układach
gazowo-parowych parametry nadkrytyczne). Instalacja zgazowania modelowana jest
w programie poprzez element gasifier_hom, którego ustawione parametry zawarto w Tablica
4.7tablicy 4.7. Pozostałe pozostawiono domyślne.
Tablica 4.7. Zestawienie parametrów wprowadzonych do elementu gasifier_hom
Parametr
Wartość
Jednostka
Objaśnienie
delta_p_gas
heat_loss
t_Ash
conversionC
0,5
3
300
0,92
bar
%
°C
kg/kg
spadek ciśnienia syngazu
straty ciepła
temperatura popiołu
stopień konwersji węgla
Zgazowanie odbywa się przy temperaturze 950°C i pod ciśnieniem ok 2,3 MPa. Jest to
przybliżenie gazyfikatora ze złożem fluidalnym HTW. Strumień wzbogaconego powietrza
(80% tlenu) wprowadzanego do gazyfikatora równy jest strumieniowi pary pobieranej
z wylotu części wysokoprężnej turbiny. Ubytek czynnika w obiegu uzupełniany jest
92
strumieniem wody wprowadzanej do odgazowywacza. Zgazowaniu podlega węgiel kamienny
o typowym parametrach, które zawarto w tablicy 4.8.
Tablica 4.8. Parametry węgla kamiennego przyjęte do obliczeń
Udział masowy
[%]
Składnik
węgiel
wodór
azot
tlen
siarka
wilgoć
popiół
C
H2
N2
O2
S
H2O
-
Wartość opałowa
54,0
3,4
5,0
5,0
0,1
12,0
20,5
21,49 MJ/kg
Surowy gaz jest schładzany przegrzewając parę średniego ciśnienia i wprowadzany do
komory spalania turbiny gazowej. Ze względu na ograniczone możliwości dostępnych
bibliotek pominięto układ oczyszczanie gazu. Schemat bilansowy przenalizowanego układu
przedstawia Rys. 4.33. Na podstawie schematu obliczono jedynie sprawność brutto
odniesioną do strumienia energii chemicznej węgla wprowadzanego do gazyfikatora.
Rys. 4.33. Schemat układu bilansowy układu gazowo-parowego zintegrowanego ze zgazowaniem, schemat
IGCC
93
Ze względu na złożoność układu rzeczywistego pominięto szacowanie mocy urządzeń
potrzeb własnych. Jak wynika z [41] może ona wynosić nawet 16% mocy brutto bloku.
Biorąc pod uwagę ta wartość, sprawność netto wyniosła by w tym przypadku ok. 42,8%.
Nadal jest to wynik bardzo korzystny w świetle sprawności krajowych bloków
energetycznych.
4.7 Struktura dwupaliwowa – nadbudowa bloku na węgiel brunatny
Analizę rozpoczęto od stworzenia schematu bloku 360 MW, pracującego w elektrowni
Bełchatów, spalającego węgiel brunatny. Otrzymano obieg o sprawności brutto wynoszącej
39,59%. Następnie do „istniejącego” bloku „dobudowano” turbinę gazową SGT5-4000F wraz
z jednociśnieniowym kotłem odzyskowym. Generuje on dodatkowy strumień pary
o parametrach jak kocioł węglowy oraz przegrzewa międzystopniowo część strumienia
głównego w wymienniku umieszczonym równolegle z przegrzewaczem pary świeżej
zabudowanym na wlocie kotła. Otrzymany schemat bilansowy pokazano na Rys. 4.34.
Rys. 4.34. Schemat bilansowy nadbudowanego bloku węglowego na węgiel brunatny turbiną gazową opalaną
gazem ziemnym, schemat Nadbudowa
94
Ponadto w kotle odzyskowym zabudowano 2 wymienniki wspomagające odpowiednio
regenerację wysoko i niskoprężną. Założono, iż moc cieplna kotła pozostanie niezmieniona.
Spowodowało to znaczny przyrost mocy turbiny parowej. Podobnie jak w poprzednich
wykorzystano gaz ziemny o niezmienionych parametrach.
Wszystkie parametry kotła odzyskowego, poza z góry narzuconymi wynikającymi
z dopasowania do istniejącego obiegu, były optymalizowane celem uzyskania najwyższej
sprawności. Rozważanie oparte są o [3,4,6,7,11,24,27].
4.8 Analiza wyników
Podsumowując analizę układów jednociśnieniowych można stwierdzić, iż już
najprostszy układ cechuje się stosunkowo wysoką sprawnością. Najkorzystniejszymi
rozwiązaniami okazują się wariant 2 i 5, pomimo iż 4 uzyskuje najwyższą sprawność,
temperatura wody wprowadzanej do kotła jest zbyt niska ze względu na korozję
niskotemperaturową powierzchni ogrzewalnych. Natomiast przy spalaniu paliw gorszej
jakości należy stosować wariant 3, który pozwala uzyskać wysoką sprawność, jednak
kosztem zwiększenia powierzchni ogrzewalnych. Graficzne porównanie najważniejszych
parametrów układów przedstawia Rys. 4.35.
Rys. 4.35. Porównanie analizowanych wariantów układów jednociśnieniowych
95
Układy dwuciśnieniowe istotnie cechują się wyższymi sprawnościami porównując
z jednociśnieniowymi. Osiągane wyniki badanych struktur wyraźnie się różnią. Stwierdzić
należy, że nadmierne rozbudowanie powierzchni wymiany ciepła nie prowadzi do wysokich
sprawności - istotne jest rozmieszczenie. Ponoszone koszty na warianty 6a i 7a byłyby, więc
nieuzasadnione, gdyż nieznacznie niższą sprawność oferuje wariant 7, przy znacznie
mniejszych powierzchniach. Zdecydowanie najlepszym układem jest 8. Zastosowanie
przegrzewu międzystopniowego pozwoliło na podniesienie ciśnienia, co znacznie wpłynęło
na sprawność, a układ mimo złożoności cechuje się najmniejszą powierzchnią wymiany
ciepła. Porównanie schematów dwuciśnieniowych na wykresie kolumnowym przedstawia
Rys. 4.36
Rys. 4.36. Porównanie istotnych parametrów analizowanych układów dwuciśnieniowych.
Struktury trójciśnieniowe są zdecydowanie najbardziej złożone, tak, więc ich
sprawność zależy od wielu elementów składowych i ich parametrów. Najbardziej sprawnym
układem jest 12. Wynika to głównie z zastosowania parametrów nadkrytycznych. Wariant 11
wypada również bardzo korzystnie, zbliżając się do granicy sprawności brutto 60% dzięki
zastosowaniu przegrzewu międzystopniowego i podniesieniu parametrów pary oraz
sprawności wewnętrznej turbiny parowej. Porównanie na wykresie kluczowych parametrów
wariantów trójciśnieniowych pokazano na Rys. 4.37.
96
Rys. 4.37. Porównanie najważniejszych parametrów analizowanych układów trójciśnieniowych
Podsumowując całą analizę umieszczono parametry wybranych wariantów układów
Combined Cycle na wspólnym wykresie (Rys. 4.38) z układem zintegrowanym ze
zgazowaniem (IGCC) oraz układem dwupaliwowym (nadbudowa). Spośród układów
jednociśnieniowych, jako najlepszy, wybrano schemat 5. Z dwuciśnieniowych do porównania
wzięto 8, z trójciśnieniowych 11 jako najsprawniejszy i 12 jako przyszłość bloków gazowoparowych. Dokonano również porównania z blokami na węgiel brunatny pracującymi
w elektrowni Bełchatów - 360 MW (nadbudowywany) i 858 MW (25 MPa, 555/580°C).
Porównywanymi parametrami są sprawność bloku brutto oraz jednostkowa emisja
dwutlenku węgla na jednostkę wyprodukowanej energii elektrycznej. Wzięto pod uwagę
jedynie sprawność brutto ze względu trudność w precyzyjnym oszacowaniu mocy urządzeń
potrzeb własnych w każdym z wariantów, głównie układu IGCC. Emisję jednostkową, dla
porównania wariantów, obliczono na podstawie sprawności brutto. Przyjęto zgodnie
z [4,6,41] następujące średnie wskaźniki emisji CO2: przy spalaniu węgla kamiennego
342 kg/MWh, brunatnego 364 kg/MWh, gazu ziemnego 198 kg/MWh, a dla spalania syngazu
ze zgazowania węgla kamiennego 324 kg/MWh. Dla układu dwupaliwowego obliczono
średnią ważoną (zgodnie z [6]).
97
Rys. 4.38. Porównanie sprawności brutto i jednostkowej emisji dwutlenku węgla analizowanych wariantów z
blokami pracującymi w systemie
Należy podkreślić, iż w każdym badanym wariancie strata ciśnienia spalin w kotle
odzyskowym była stała, równa 0,003 MPa. Jest to typowa wartość. Sprawność turbiny
gazowej, a więc i całego układu silnie od niej zależy. Dla kotłów bardziej rozbudowanych
wartość ta może być wyższa, a dążenie do jej obniżenia bardzo kosztowne. Dlatego też
sprawności takich układów mogą się nieznacznie różnić w praktyce. Również obliczone
sprawności netto dotyczą tylko elementów potrzeb własnych widocznych na wykresie, więc
wartość ta w praktyce okaże się nieznacznie mniejsza.
Nawiązując do Rys. 3.46, trzeba dodać, iż zamodelowanie wszystkich elementów tam
zawartych nie było możliwe przy posiadanych, ograniczonych bibliotekach programu. Ich
umieszczenie w schemacie z pewnością podniosłoby jeszcze jego sprawność.
98
5. PODSUMOWANIE
Celem pracy była analiza porównawcza struktur układów gazowo-parowych, jako
przyszłości dla krajowej energetyki, uwzględniając konieczność ograniczania wpływu na
środowisko naturalne i budowy nowych mocy wytwórczych.
Nawiązując do pytania zadanego we wstępie, stwierdzić można, iż budowa bloków
gazowo-parowych pozwala na osiągniecie głównych celów na najbliższe lata, jakimi są
ograniczanie oddziaływania energetyki na środowisko oraz odtwarzanie mocy wytwórczych.
Elektrownie tego typu buduje się niezwykle szybko, koszty inwestycyjne są umiarkowane,
a emisyjność bardzo niska. Wspomniane liczne plany budowy bloków gazowo-parowych
pokazują, iż zainteresowanie wyraźnie wzrasta. Pytanie jednak ile ze zgłoszonych planów
zostanie zrealizowanych? Trudno odpowiedź. Wiele zależeć będzie od regulacji prawnych UE
dotyczących emisji CO2 i przyznawania kolorowych certyfikatów. Niepewność hamuje tego
typu inwestycje. Pełna odpłatność za emisję każdej tony dwutlenku węgla i wzrost cen
jednostkowych za te emisje, zwiększy jeszcze atrakcyjność elektrowni gazowo-parowych.
Analiza uwarunkowań rozwoju elektrowni opalanych gazem wykazała, że
w najbliższej przyszłości powinien stopniowo zanikać problem z dostępnością surowca.
Perspektywy rozwoju rynku gazu w Polsce i UE, światowy handel LNG, budowa gazoportu
LNG i rozbudowa infrastruktury gazowej w kraju winny ułatwiać inwestycje i zwiększać
atrakcyjność stosowania gazu, jako paliwa w energetyce. Ponadto potencjalne wydobycie
gazu łupkowego może być dodatkowym motorem napędowym do inwestowania.
Planowane
elektrownie
gazowo-parowe
winny
opierać
się
na
strukturze
trójciśnieniowej z przegrzewem (jak na schemacie 11) w wykonaniu jednowałowym z turbiną
gazową klasy H wyposażoną w sekwencyjną komorę spalania. Gwarantuje to uzyskanie
bardzo wysokich sprawności. W takiej konfiguracji pracuje blok 4 w niemieckiej elektrowni
Irsching, światowy rekordzista – 60,75% netto.
Układy jedno i dwuciśnieniowe powinny być stosowane w przypadku, gdy sprawność
generowania energii elektrycznej nie jest priorytetem. Zgodnie z [3] preferowane są one do
wykorzystania w kogeneracji. Należy jednak podkreślić, iż analiza energetyczna wykazała, że
nawet najprostszy układ gazowo-parowy (jednociśnieniowy - schemat 1) uzyskuje znacznie
wyższą sprawność niż najnowsza jednostka w KSE – Bełchatów II 858 MW.
99
Odmiennym
typem
elektrociepłowni
gazowo-parowej
jest
układ
Chenga.
W instalacjach małych i średnich mocy jest on konkurencyjnym rozwiązaniem, o sprawności
niższej
niż
typowa
elektrociepłownia
gazowo-parowa,
jednak
znacznie
tańszym
inwestycyjnie. Warto rozważać ich budowę w modernizowanych elektrociepłowniach.
W związku ze wspomnianymi problemami przestarzałego sektora energetycznego
i dużymi zasobami węgla, oprócz budowy nowych bloków, nieuniknione będą liczne
modernizacje. Inwestowanie w CCS jest bardzo wątpliwym przedsięwzięciem. Szansą
ograniczenia emisyjności starych bloków jest ich modernizacja do dwupaliwowych, poprzez
nadbudowę turbiną gazową. Wzrost efektywności takiego bloku, w zależności od rozwiązania
będzie różny. W każdym przypadku (nadbudowa równoległa, szeregowa, podgrzew
kondensatu i inne) ogólna emisja CO2 ze znacznym naddatkiem mieści się poniżej progu 750
kg/MWh. Analizowany wariant nadbudowy wykazał, iż nawet nadbudowa równoległa kotłem
odzyskowym o tylko jednym stopniu ciśnienia daje wyraźny przyrost sprawności. Układ
uzyskuje sprawność brutto wyższą o ok. 8 pkt. procentowych niż blok wyjściowy. Ponadto
takie rozwiązanie pozwala nadal spalać węgiel, jako główne paliwo, inwestując przy tym
nawet 4 razy mniej niż w budowę nowego bloku nadkrytycznego. Czas realizacji będzie
relatywnie krótki, a pozostało go niewiele, niecałe 8 lat. Nowe bloki na parametry
nadkrytyczne winny być budowane tylko w przypadku, gdy modernizacja do struktury
dwupaliwowej okaże się technicznie nieuzasadniona [4].
W przyszłości, rozwijające się technologie zgazowania węgla pracujące w integracji
z układem gazowo-parowym (IGCC – Integrated Gasification Combined Cycle), mogą stać
się alternatywą dla tradycyjnych technologii węglowych. Dodatkowo dają one możliwość
utylizacji paliw dodatkowych i odpadowych. Zapewniają one także stosunkowo łatwe
zintegrowanie z układem CCS oraz brak konieczności budowy instalacji odsiarczania
i odazotowania spalin, utrzymując przy tym bardzo niskie wskaźniki emisji. Sprawność
(brutto) analizowanego układu była również wyższa, niż porównywanych bloków
węglowych.
Bloki gazowo-parowe, czy to w konfiguracji Combined Cycle, czy w strukturze
dwupaliwowej winny być dynamicznie rozwijane. Należy również dodać ich duże znaczenie
dla KSE, jako źródła zdolnego do szybkich zmian obciążenia w kontekście zwiększania
udziału mocy ze źródeł odnawialnych oraz budowy elektrowni jądrowej, która znamionowo
pracuje z nieznacznie zmieniającą się mocą.
100
6. LITERATURA
6.1 Książki i artykuły
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
Badyda K., Miller A.: Energetyczne turbiny gazowe oraz układy z ich wykorzystaniem,
KAPRINT, Lublin 2011
Badyda K., Możliwości zagospodarowania gazu kopalnianego w Polsce dla celów
energetycznych, Energetyka, czerwiec 2008, s. 416-428
Bartnik R., Elektrownie i elektrociepłownie gazowo-parowe, WNT, Warszawa 2009
Bartnik R., Duczkowska-Kądziel A.: Jedno- i dwupaliwowe technologie gazowo-parowe jako
ważny potencjał modernizacyjny krajowej energetyki, Energetyka, listopad 2011, s. 665-673
Bełch K., Kotowicz J.: Analiza termodynamiczna i ekonomiczna elektrociepłowni Chenga,
Rynek Energii, styczeń 2006, s. 21-27
Chmielniak T., Ziębik A.: Obiegi cieplne nadkrytycznych bloków węglowych, monografia,
Gliwice 2010
Chmielniak T., Technologie energetyczne, WNT Warszawa 2008
Fałkowski A., Rozwój rynku gazu w Europie – czy gaz stanie się w pełni niezależny od ropy i
produktów ropopochodnych? Indeksacja cen gazu do ceny produktów ropopochodnych,
04.01.2012 r., dostępne w Internecie pod adresem: http://www.cire.pl/pokaz-pdf%252Fpliki%252F2%252FRozw_rynku_gaz_eu_ij.pdf; dostęp dnia 29.01.2012 r.
GAZ-SYSTEM S.A., Połączenia międzysystemowe. Analizowane projekty, 23.09.2010 r.,
dostępne w Internecie pod adresem:
http://gazownictwo.wnp.pl/system_przesylowy_w_polsce/polaczeniamiedzysystemowe,6686_2_0_0.html; dostęp dnia 29.01.2012 r.
GAZ-SYSTEM S.A., Wzrost możliwości importu gazu ziemnego do Polski o ponad 30
procent, 10.01.2012 r., dostępne w Internecie pod adresem:
http://gazownictwo.wnp.pl/wzrost-mozliwosci-importu-gazu-ziemnego-do-polski-o-ponad-30procent,159705_1_0_0.html; dostęp dnia 29.01.2012 r.
Hannemann F., Kehlhofer R., Rukes B., Stirnimann F.: Combined-Cycle Gas & Steam
Turbine Power Plants 3rd edition; PennWell Corporation, Tulsa, Oklahoma 2009
Iluk T., Kotowicz J.: Układy gazowo-parowe zintegrowane ze zgazowaniem, Rynek Energii,
marzec 2008, s. 34-40
Instytut Kościuszki, Spadkowy trend cen gazu na świecie, 21.11.2011 r., dostępne w Internecie
pod adresem: http://www.rynek-gazu.cire.pl/pokaz-pdf%252Fpliki%252F2%252Ftrendy_cen_gazu.pdf; dostęp dnia 29.01.2012 r.
Janusz P., Zasoby gazu ziemnego w Polsce jako czynnik poprawiający bezpieczeństwo
energetyczne, na tle wybranych państw UE, 21.04.2011 r., dostępne w Internecie pod adresem:
http://gazownictwo.wnp.pl/zasoby-gazu-ziemnego-w-polsce-jako-czynnik-poprawiajacybezpieczenstwo-energetyczne-na-tle-wybranych-panstw-ue,7044_2_0_0.html; dostęp dnia
29.01.2012 r.
Jędral W., Efektywność energetyczna jako ważny zasób energetyczny – porównanie z
wybranymi źródłami energii, Rynek Energii, kwiecień 2011, s. 90-95
Jonshagen K., Modern Thermal Power Plants. Aspects of Modelling and Evaluation, E-huset
Tryckeri, Szwecja, Lund 2010
Kaczmarek A., Analiza uwarunkowań rozwoju elektrowni i elektrociepłowni gazowych i
gazowo-parowych, Energetyka, maj 2010, s.353-356
101
18 Kalina J., Skorek J.: Gazowe układy kogeneracyjne, WNT Warszawa 2005
19 Kalina J., Skorek J.: Możliwości wykorzystania metanu z pokładów węgla w niemieckich i
polskich kopalniach, dostępne w Internecie pod adresem:
http://www.itc.polsl.pl/kalina/publikacje/25.pdf; dostęp dnia 29.01.2012 r.
20 Kalina J., Skorek J.: Paliwa gazowe dla układów kogeneracyjnych; Seminarium cykliczne
„Elektroenergetyka w procesie przemian” - Generacja rozproszona, Politechnika Śląska,
s. 11-26
21 Kaliski M., Siemek J., Sikora A., Staśko D., Janusz P., Szurlej A.: Wykorzystanie gazu
ziemnego do wytwarzania energii elektrycznej w Polsce i UE – szanse i bariery, Rynek
Energii, kwiecień 2009, s. 2-7
22 Kamrat W., Elektrownie gazowe szansą poprawy bezpieczeństwa elektroenergetycznego
Polski, Rynek Energii, kwiecień 2009, s. 14-19
23 Kaproń H., Różne segmenty rynku gazu w Polsce, Rynek Energii, kwiecień 2011, s. 3-8
24 Kotlicki T., Pawlik M.: Możliwości zastosowania układów kombinowanych gazowo-parowych
w energetyce, Gospodarka Paliwami i Energią, 2002, nr 5-6
25 Kotowicz J., Bartela Ł.: Wpływ wybranych kryteriów na charakterystyki elektrociepłowni
gazowo-parowych, Rynek Energii, maj 2007
26 Kotowicz J., Elektrownie gazowo-parowe, KAPRINT Lublin 2008
27 Kotowicz J., Nadbudowa bloków parowych o parametrach nadkrytycznych turbinami
gazowymi, Rynek Energii, kwiecień 2008, s. 45-49
28 Kotowski W., Marcjasz-Siemiątkowska I.: Wytwarzanie gazów palnych i syntezowych przez
utylizację odpadów w plazmie, Gospodarka Paliwami i Energią, 2003, nr 2, s. 18-22
29 Kowalkowska A., Wilk R. K., Wrótniak A.: Analiza techniczno-ekonomiczna układów
gazowo-parowych zintegrowanych ze zgazowaniem węgla, Gospodarka Paliwami i Energią
2004, nr 2, s. 7-11
30 Krzysiek J. – Shale Gas Operation QA/QC Consultant, Gaz łupkowy a środowisko, Czysta
Energia, listopad 2011
31 Lewandowski J., Miller A.: Układy gazowo-parowe na paliwo stałe, WNT, Warszawa 1993
32 Łakoma A., Plany dużych inwestycji w nowe bloki w polskich elektrowniach, 13.09.2011 r.,
dostępne w Internecie pod adresem: http://www.ekonomia24.pl/artykul/716290.html; dostęp
dnia 29.01.2012 r.
33 Macuda J., Marchel P. – WIERTNICTWO NAFTA GAZ: Oddziaływanie prac wiertniczych
na środowisko przy pozyskiwaniu gazu łupkowego w Polsce, 09.01.2012 r., dostępne w
Internecie pod adresem: http://gazownictwo.wnp.pl/gaz_lupkowy/eksploatacja-gazulupkowego-moze-byc-nieoplacalna,7493_2_0_1.html; dostęp dnia 29.01.2012 r.
34 Malinowski D., Energetyka – nowy, wielki odbiorca gazu, 19.01.2011 r., dostępne w
Internecie pod adresem: http://energetyka.wnp.pl/energetyka_gazowa/energetyka-nowywielki-odbiorca-gazu,7354_2_0_3.html; dostęp dnia 29.01.2012 r.
35 Matusiak B. E., Liberalizacja rynku gazu w krajach Unii i w Polsce, Rynek Energii, marzec
2011, s. 21-25
36 Miller A., Maszyny i Urządzenia energetyczne, WSiP, Warszawa 1994
37 Nagy S., Siemek J.: Podziemne magazyny gazu i ich rola w gospodarce gazowej, Rynek
Energii, kwiecień 2009, s. 8-13
38 Pawlik M., Strzelczyk F.: Elektrownie, WNT, Warszawa 2010
39 Pawlik M., Nowe moce wytwórcze w Polsce w świetle unijnych regulacji, Energetyka,
wrzesień 2010, s. 578-582
102
40 Pawlik M., Gaz – paliwo „pomostowe”, Energetyka Cieplna i Zawodowa, nr 7-8/2011
41 Rakowski J., Obecne możliwości technologiczne ograniczania emisji CO2 z elektrowni
węglowych, Energetyka, czerwiec 2008,
42 Rusinowski H., Pluta Ł., Milejski A.: Wykorzystanie energetyczne niskokalorycznych gazów
technologicznych, Rynek Energii, marzec 2010, s. 87-93
43 Rychlicki S., Siemek J.: Gaz łupkowy – zasoby i technologia, Rynek Energii, marzec 2011,
s. 3-8
44 Siemek J., Kaliski M., Rychlicki S., Janusz P., Sikora S., Szurlej A.: Wpływ shale gas na
rynek gazu ziemnego w Polsce, Rynek Energii, maj 2011, s. 118-123
45 Siemek J., Rychlicki S., Kaliski M., Szurlej A., Janusz P.: Rola sektora gazowego w
zapewnieniu bezpieczeństwa energetycznego Polski na tle wybranych państw Unii
Europejskiej, Rynek Energii, marzec 2010, s. 8-13
46 Szkutnik J., Sobota R.: Zagadnienia bezpieczeństwa energetycznego w Polsce w perspektywie
do 2030 roku, Rynek Energii, styczeń 2010, s. 57-61
47 Wasilewski A., Światowy kryzys ekonomiczny i gaz ziemny, Rynek Energii, marzec 2010,s. 3-7
48 Warzyc M., Ziębik A.: Wykorzystanie hutniczych gazów gazowych w przemysłowych
elektrociepłowniach gazowo-parowych, Gospodarka Paliwami i Energią, 2000, nr 8, s. 5-9
49 Wędzik A., Układy kombinowane produkcji energii elektrycznej. Część I. Zagadnienia
techniczne, Energetyka, maj 2006, s. 323-329
50 Ziębik A., Elektrociepłownie hutnicze – teraźniejszość i przyszłość, Energetyka, październik
2000, s. 457-464
6.2 Strony internetowe:
51 http://www.powerengineeringint.com/articles/print/volume-18/issue-3/features/ccgt-breakingthe-60-per-cent-efficiency-barrier.html
52 http://www.powermag.com/gas/Top-Plant-Irsching-4-Combined-Cycle-Power-Plant-IrschingBavaria-Germany_3972_p3.html
53 http://www.rwe.com/web/cms/de/16658/rwe-power-ag/standorte/kw-emsland/
54 http://powerservices.lakho.com/2011/01/30/emsland-combined-cycle-power-plant-germany
55 http://site.ge-energy.com/prod_serv/products/tech_docs/en/downloads/ger3936a.pdf
56 http://www.energy.siemens.com/entry/energy/hq/en
57 http://www.pgnig.pl
58 http://www.gaz-system.pl/terminal-lng.html
59 http://lubczasopismo.salon24.pl/energia/post/308944,polski-dylemat-oplat-ze-emisje-co2-wchemii-i-energetyce
60 http://www.ure.gov.pl/wai/pdb/459/4073/2010.html
61 http://energetyka.wnp.pl/energoprojekt-katowice-zaprojektuje-nowy-blok-dlataurona,160885_1_0_0.html
62 http://energetyka.wnp.pl/rwe-wybuduje-elektrownie-gazowa-wczestochowie,160292_1_0_0.html
63 http://gazownictwo.wnp.pl/gaz_lupkowy/eksploatacja-gazu-lupkowego-moze-bycnieoplacalna,7493_2_0_1.html
103
7. STRESZCZENIE PRACY
Program Unii Europejskiej, skrótowo określany mianem 3x20%, zakłada gwałtowne
zmiany dla energetyki do 2020 roku. O ile ograniczanie emisji NOx, SO2 i pyłów, pomimo
trudności, daje się obecnie realizować, to ograniczanie emisji CO2 jest większym problemem.
Szczególnie dotyczy to krajów uzależnionych od spalania węgla, w tym Polski. Dodatkowe
problemy stwarza stan krajowego sektora energetycznego. Większość bloków jest
przestarzała i pracuje znacznie dłużej niż planowany okres użytkowania, który wynosi
zazwyczaj 30 lat. Celem pracy była analiza struktur układów gazowo-parowych, jako
przyszłości dla krajowej energetyki, uwzględniając konieczność ograniczania wpływu na
środowisko naturalne i budowy nowych mocy wytwórczych.
W pracy omówiono zależności dotyczące pracy kluczowego elementu bloku gazowoparowego, jakim jest turbina gazowa. Zawarto również szczegółowe opisy struktur układów
gazowo-parowych i zależności wpływających na ich osiągi. Część obliczeniowa pracy
dotyczy analizy energetycznej wybranych struktur w programie IPSEpro. Opisano zasady,
założenia przyjęte do analizy obiegów. Pozwoliło to dokonać porównania i w połączeniu
z przestudiowaniem uwarunkowań ich rozwoju oraz polityki energetycznej kraju można było
podjąć się odpowiedzi na pytanie czy bloki tego typu są szansą dla poprawy sytuacji
krajowego sektora energetycznego. Jeśli tak, to jakiego typu?
Bloki gazowo-parowe, czy to w konfiguracji Combined Cycle, czy w strukturze
dwupaliwowej winny być dynamicznie rozwijane, ze względu na to, iż ich budowa pozwala
na
osiągniecie
głównych
celów
na
najbliższe
lata.
Elektrownie
tego
typu
są
najsprawniejszymi, buduje się niezwykle szybko, koszty inwestycyjne są umiarkowane,
a emisyjność bardzo niska. Mają one także duże znaczenie dla KSE, jako źródła zdolnego do
szybkich zmian obciążenia w kontekście zwiększania udziału mocy ze źródeł odnawialnych
oraz budowy elektrowni jądrowej, która znamionowo pracuje z nieznacznie zmieniającą się
mocą.
Liczne plany budowy bloków gazowo-parowych pokazują, że zainteresowanie
wyraźnie wzrasta. Analiza uwarunkowań rozwoju elektrowni opalanych gazem wykazała
stopniowy zanik problemu z dostępnością surowca i jego ceną w najbliższej przyszłości.
Ponadto potencjalne wydobycie gazy łupkowego może być dodatkowym motorem
napędowym do inwestowania.
104
8. SUMMARY
Programme of the European Union, briefly described as 3x20%, assumed rapid change
for power industry by 2020. While reducing emissions of NOx, SO2 and dust, despite the
difficulties, is now being implemented, the reduction of CO2 emissions is a major problem.
This is particularly true of countries dependent on coal combustion, including Poland.
Additional problems creates a state of national energy sector. Most of the units is obsolete and
is working much longer than the planned duration of use, which is typically 30 years. Aim of
this study was analyze the structures of combined cycle gas turbine, as the future for national
power, taking into account the need to reduce the impact on the environment and building
new generation capacity.
The study discusses the work depending on a key element of combined cycle gas
turbine, which is the gas turbine. Also includes detailed descriptions of the structures of
combined cycle gas turbine and relationships that affect their performance. Part of calculation
work concerns the comparative analysis of selected structures in the IPSEpro. Described the
principles, assumptions used for the analysis of cycles. This allowed to compare them and in
combination with the determinants of their development and the country's energy policy could
be taken to answer the question of whether the units of this type are a chance for improving
the situation of domestic energy sector. If so, what type?
Combined cycle gas turbine plants, whether in the Combined Cycle configuration with
only natural gas combustion, or the structure of dual-fuel, should be developed rapidly, due to
the fact that their design allows achieving the main objectives for the coming years. Power
plants of this type are the most efficient, built up extremely quickly, capital costs are
moderate and very low emissivity. They also have great importance for the National Power
System, as a source able to rapid load changes within the context of increasing the
participation of power generate from renewable sources and nuclear power plant construction,
which works with marginally varying power.
These numerous plans to build a Combined cycle gas turbine plants show clearly that
the interest increases. Analysis of the determinants of the development of gas-fired power
plant showed a gradual disappearance of the problem with the availability of fuel and its price
in the near future. Moreover, the potential of shale gas production may be an additional
driving force for investment.
105
Łódź, dnia 31.01.2012
Tomasz Kleszcz
Nr albumu: 152315
Energetyka
Studia stacjonarna inżynierskie
OŚWIADCZENIE
Świadomy odpowiedzialności karnej za składanie fałszywych
oświadczam, że przedkładana praca inżynierska na temat:
zeznań
ANALIZA PORÓWNAWCZA OBIEGÓW CIEPLNYCH ELEKTROWNI GAZOWO-PAROWYCH
została napisana przeze mnie samodzielnie.
Jednocześnie oświadczam, że ww. praca:
- nie narusza praw autorskich w rozumieniu ustawy z dnia 4 lutego 1994 roku
o prawie autorskim i prawach pokrewnych (Dz. U. Z 2000 r. nr 80, poz. 904
z późniejszymi zmianami) oraz dóbr osobistych chronionych prawem
cywilnym, a także nie zawiera danych i informacji, które uzyskałem
w sposób niedozwolony,
- nie była wcześniej podstawą żadnej innej urzędowej procedury związanej
z nadawaniem dyplomów wyższej uczelni lub tytułów zawodowych.
……………………………….
(podpis studenta)
106

analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni

Transkrypt

Podobne dokumenty

DPD Dodatkowe zalecenia - elektronika i sprzęt RTV AGD

Czyszczenie turbiny (krok po kroku)

Rysunek architektoniczno