analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni
Transkrypt
analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni
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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych ̇ (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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 - - - - - - - - Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 korozja wysokotemperaturowa korozja wysokotemperaturowa 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych ( ) (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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz ( ) ( ) (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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 ciśnienia atmosferycznego zmiana temperatury spalin spowodowana stratą ciśnienia na wlocie zmiana temperatury spalin spowodowana stratą ciśnienia na wylocie zmiana temperatury spalin spowodowana zmianą ciśnienia atmosferycznego spadek strumienia spalin spowodowany stratą ciśnienia na wlocie spadek strumienia spalin spowodowany stratą ciśnienia na wylocie zmiana przepływu spowodowana zmianą ciśnienia atmosferycznego 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz Rys. 4.6. Układ jednociśnieniowy – odgazowywacz podciśnieniowy, schemat 2 Rys. 4.7. Przebieg zmian temperatur w kotle odzyskowym wzdłuż powierzchni wymiany ciepła, dla schematu 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych Rys. 4.8. Układ jednociśnieniowy – parowacz dearacyjny, schemat 3 Rys. 4.9. Przebieg zmian temperatur w kotle odzyskowym wzdłuż powierzchni wymiany ciepła, dla schematu 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz Rys. 4.10. Układ jednociśnieniowy – parowacz dearacyjny + wstępne podgrzanie kondensatu w wymienniku spalinowym, schemat 4 Rys. 4.11. Przebieg zmian temperatur w kotle odzyskowym wzdłuż powierzchni wymiany ciepła, dla schematu 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Rys. 4.14. Przebieg zmian temperatur w kotle odzyskowym wzdłuż powierzchni wymiany ciepła, dla schematu 6 81 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Rys. 4.18. Przebieg zmian temperatur w kotle odzyskowym wzdłuż powierzchni wymiany ciepła, dla schematu 7 83 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Rys. 4.20. Przebieg zmian temperatur w kotle odzyskowym wzdłuż powierzchni wymiany ciepła, dla schematu 7a 84 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Rys. 4.22. Przebieg zmian temperatur w kotle odzyskowym wzdłuż powierzchni wymiany ciepła, dla schematu 8 85 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 % 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 153,64 167,81 166,21 167,87 173,88 MWe Sumaryczna moc układu 521,89 536,06 534,46 536,12 543,13 MWe 3,97 4,99 4,46 4,9 5,37 MWe Temperatura spalin na wylocie z kotła odzyskowego Sprawność brutto Moc urządzeń potrzeb własnych Ciśnienie pary świeżej 5,8 9,2 7,0 9,5 18,5 MPa Temperatura pary świeżej 535 535 535 535 565 °C Temperatura wody zasilającej 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 Ciśnienie odgazowania Stopień suchości na wylocie części niskoprężnej turbiny parowej Sumaryczna powierzchnia wymiany ciepła w kotle odzyskowym 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz Rys. 4.23. Układ trójciśnieniowy szeregowo-równoległy z przegrzaniem pary niskiego ciśnienia, schemat 9 Rys. 4.24. Przebieg zmian temperatur w kotle odzyskowym wzdłuż powierzchni wymiany ciepła, dla schematu 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych Rys. 4.25. Układ trójciśnieniowy szeregowo-równoległy bez przegrzania pary niskiego ciśnienia, schemat 9a Rys. 4.26. Przebieg zmian temperatur w kotle odzyskowym wzdłuż powierzchni wymiany ciepła, dla schematu 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz Rys. 4.27. Układ trójciśnieniowy szeregowo-równoległy z przegrzewem międzystopniowym bez przegrzania pary niskiego ciśnienia, schemat 10 Rys. 4.28. Przebieg zmian temperatur w kotle odzyskowym wzdłuż powierzchni wymiany ciepła, dla schematu 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych Rys. 4.29. Układ trójciśnieniowy szeregowo-równoległy z przegrzewem międzystopniowym bez przegrzania pary niskiego ciśnienia + zmiana sprawności turbiny i podniesienie temperatury pary świeżej, schemat 11 Rys. 4.30. Przebieg zmian temperatur w kotle odzyskowym wzdłuż powierzchni wymiany ciepła, dla schematu 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz Rys. 4.31. Układ trójciśnieniowy szeregowo-równoległy z przegrzewem międzystopniowym bez przegrzania pary niskiego ciśnienia + zmiana sprawności turbiny i podniesienie temperatury pary świeżej + zmiana części wysokoprężnej na nadkrytyczną, schemat 12 Rys. 4.32. Przebieg zmian temperatur w kotle odzyskowym wzdłuż powierzchni wymiany ciepła, dla schematu 12 Podobnie jak poprzednio zestawienie parametrów analizowanych układów trójciśnieniowych ujmuje tablica 4.6. 91 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych Tablica 4.6. Zestawienie parametrów rozważanych układów trójciśnieniowych Wariant 9 9a 10 11 12 Temperatura spalin na wylocie z kotła odzyskowego 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 % 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 173,81 174,2 181,31 187,74 195 MWe Sumaryczna moc układu 542,08 542,26 549,58 556 563,26 MWe 5,03 5,04 5,64 5,37 6,14 MWe Ciśnienie pary świeżej 10 10 18,5 18,5 25,2 MPa Temperatura pary świeżej 565 565 565 600 600 °C Temperatura wody zasilającej 60 60 60 60 60 °C Ciśnienie odgazowania Stopień suchości na wylocie części niskoprężnej turbiny parowej Sumaryczna powierzchnia wymiany ciepła w kotle odzyskowym 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 Moc urządzeń potrzeb własnych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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 Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz 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 Analiza porównawcza obiegów cieplnych elektrowni gazowo-parowych 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