Krzysztof Badyda

PERSPEKTYWY ROZWOJU TECHNOLOGII TURBIN GAZOWYCH ORAZ
BLOKÓW GAZOWO-PAROWYCH
Autor: Krzysztof Badyda
("Rynek Energii" - sierpień 2014)
Słowa kluczowe: energetyka cieplna, turbina gazowa, układy gazowo-parowe
Streszczenie. Przedstawiono informację o stanie rozwoju technologii turbin gazowych wielkiej mocy dla aplikacji energetycznych ze szczególnym zwróceniem uwagi na postęp odnotowany w ostatnich latach. Zaprezentowano syntetyczne informacje dotyczące rynku turbin gazowych oraz bloków gazowo-parowych typu Combined Cycle największej mocy, obecne
i przewidywane uwarunkowania emisyjne. Podano przykłady rozwiązań technologicznych będących odpowiedzią na podstawowe wyzwania związane z rozwojem technologii oraz rynku turbin gazowych (wzrost parametrów czynnika roboczego,
oczekiwanie wysokiej elastyczności, w tym zdolności efektywnej pracy przy częściowym obciążeniu.
1. WPROWADZENIE
Siłownie z turbinami gazowymi, w szczególności układy gazowo-parowe należą do najszybciej rozwijających się w świecie typów instalacji energetycznych. Jest to wynikiem bardzo szybkiego postępu
technologicznego umożliwiającego stosowanie coraz wyższych parametrów czynnika roboczego na
wylocie z komory spalania i coraz większych mocy jednostkowych. Postęp technologiczny uzyskany w
okresie ostatnich kilkudziesięciu lat odwzorowany został w prezentowanej poniżej tabl.1. Podczas gdy
w siłowniach parowych nie odnotowano w okresie od lat 60-tych do końca ubiegłego wieku istotnych
zmian, w turbinach gazowych nastąpiła praktycznie rewolucja technologiczna. Z maszyn o umiarkowanej mocy i sprawności stały się one, szczególnie w układach gazowo-parowych, silnym konkurentem
„klasycznych” siłowni parowych. Ich rozwój stał się też jednym z istotnych stymulatorów do podjęcia
prac w kierunku uzyskania istotnego postępu w technologii siłowni parowych. Zaowocowało to znaczącym rozwojem siłowni na parametry nadkrytyczne, ostatnio zaś ultranadkrytyczne.
Podstawowymi wielkościami warunkującymi osiągi turbiny gazowej w obiegu prostym (przede wszystkim sprawność cieplną oraz jednostkową moc wewnętrzną) są właśnie parametry czynnika roboczego
na wlocie turbiny (temperatura oraz ciśnienie). Stosowane tu wartości najwyższej temperatury czynnika
roboczego znacząco przewyższają analogiczne parametry charakterystyczne dla siłowni parowych
(tabl.1). Podwyższanie T3 limitowane jest poprzez:
 ograniczenia wynikające z dopuszczalnej temperatury metalu ścianek (bariera materiałowa),
 stopień rozwoju technologii chłodzenia najbardziej narażonych elementów omywanych przez spaliny w strefach najwyższej temperatury czynnika roboczego.
Tabela 1 Rozwój konstrukcji energetycznych turbin gazowych wielkiej mocy od lat 60-tych XX wieku
do chwili obecnej [1, 15]
Rok
1967
1972
1979
Temperatura spalin na* wlocie, ºC
900
1010
1120
Spręż
Temperatura wylotowa spalin, ºC
10,5
430
Chłodzenie łopatek turbiny
kierown.
(1)
11
480
kierown.
(1,2)
wirnik (1)
6080
31
Zakres największych mocy, MW
5060
Sprawność w obiegu prostym, %
29
Sprawność w ob. gazowo-parowym
43
(typu CC), %
46
1990**
2000***
1425
(1500)
14
14,5
19-23
530
580
590
kierown.
kierown.
kierown.
(1,2)
(1,2,3)
(1,2,3)
wirnik (1,2) wirnik (1,2,3) wirnik (1,2,3)
70105
165240
165280
34
36
39
58
49
53
(60)
1260
obecne****
(przyszłe)
1600
(1700)
do ok. 35
650
kierown.
(1,2,3)
wirnik (1,2,3)
320470
41 (do 45)
>61 (6265)
* Temperatura spalin przed pierwszym wieńcem wirnikowym (TIT, RIT),
** turbiny klasy F General Electric i Westinghouse, Siemens V84.3/V94.3 - ta sama klasa mocy i sprawności,
*** turbiny klasy H General Electric, klasy G Westinghouse, Siemens V84.3A/94.3A oraz ABB GT24/26 - ta sama osiągana
klasa mocy i sprawności,
**** turbiny klasy J (J+) Mitsubishi Heavy Industries Ltd. (MHI), GT24/26 Alstom, 7 i 9FB GE, klasa H Siemens, HA
General Electric.
Stan „nasycenia” osiągnięty w końcu ubiegłej dekady został przełamany w ostatnim okresie, co skutkuje sygnalizowanym przez producentów turbin gazowych wielkiej mocy uzyskaniem wzrostu osiągów
oraz planami dalszego ich wzrostu. Zgodnie z zapowiedziami firmy Mitsubishi pierwszych 50herzowych aplikacji komercyjnych według najnowszej technologii „J” tego wytwórcy można spodziewać się w roku 2014. Deklarowany poziom temperatury spalin za komorą spalania to 1600ºC. Jest on
traktowany jako przejściowy przed osiągnięciem kolejnej planowanej do osiągnięcia wartości granicznej (1700ºC – za komorą spalania), stanowiącej poziom docelowy w realizowanym obecnie przez MHI
programie badawczym [2], [3].
Analogiczne prace prowadzone są przez pozostałe koncerny aktywne w tworzeniu postępu technologicznego w zakresie turbin gazowych (przede wszystkim GE, Siemens oraz Alstom). GE przedstawiło
w ostatnim czasie swoją nową technologię FlexEfficiency, umożliwiającą przekroczenie bariery 60%
sprawności w układzie gazowo-parowym opartym na turbinie gazowej klasy F (seria 7FB oraz 9FB).
Ścieżkę rozwoju swoich turbin klasy F zaprezentowała w [5] firma Mitsubishi. Siemens reklamuje
swój blok gazowo-parowy z turbiną klasy H jako najsprawniejszy na świecie. Alstom dokonał dwóch
kolejnych modernizacji swojego „flagowego” modelu GT24/26 podnosząc sprawność bloku kondensacyjnego do poziomu powyżej 61%. Kolejnym krokiem GE jest zasygnalizowany ostatnio postęp w
rozwoju technologii H. Rozwój nowej jej generacji HA [6] związany jest z planowaną na rok 2014 weryfikacją w próbach finalnej konstrukcji aplikacji 50-Herzowej, zaś w roku następnym 60-Herzowej. W
obu przypadkach sprawność w obiegu prostym turbiny deklarowana jest na poziomie 41.5%, zaś w
układzie gazowo-parowym – na ponad 61%.
2. STAN OBECNY I PERSPEKTYWY ROZWOJU TECHNOLOGII TURBIN GAZOWYCH
WIELKIEJ MOCY
Docelowy poziom sprawności układu gazowo-parowego na bazie kolejnej generacji turbin gazowych
MHI ma się znaleźć w przedziale do około 65% (rys.1, tabl.1). Postęp technologiczny pozwala na powiększanie mocy jednostkowej turbin gazowych kolejnych generacji, tym samym na wzrost mocy budowanej na ich bazie układów gazowo-parowych. Już obecnie możliwe jest uzyskanie w konfiguracji
z jedną turbiną gazową kondensacyjnego bloku gazowo-parowego o mocy sięgającej granicy 700 MW.
Obok prac nad kolejnymi generacjami turbin gazowych w czołowych wytwórniach równolegle prowadzone są również działania nad doskonaleniem generacji wcześniej wdrożonych. Tu również uzyskuje
się istotną poprawę osiągów, w tym sprawności w obiegu prostym oraz kombinowanym. Doskonałym
przykładem ilustrującym ten postęp jest rozwój technologii F turbin gazowych General Elecric (tabl.2,
tabl.3 oraz rys.3). Technologia, wprowadzona na przełomie lat 80-tych i 90-tych jest wciąż rozwijana.
Podwyższane są parametry przed turbiną gazową, doskonalona struktura bloku gazowo-parowego, a w
konsekwencji rośnie także sprawność bloków gazowo-parowych zasilanych przez te turbiny. Dzięki
temu różnica sprawności w stosunku do rozwijanej przez GE równolegle od roku 1992 technologii H
została praktycznie zniwelowana w nowej technologii klasy F (FlexEfficiency). Oficjalne włączenie
technologii H do oferty GE miało miejsce w roku 1997 [7] lub 1995 [9] . Wdrożenie od koncepcji do
uruchomienia zajęło okres 10 lat. Listę referencji otwiera tu elektrownia Baglan Bay (2003) w Wielkiej
Brytanii (Walia), w roku 2006 rozpoczęto dostawy wyposażenia do wyposażonej w 3 bloki S109H
elektrowni TEPCO Futtsu 4. Liczba pracujących obecnie bloków gazowo-parowych jest jeszcze bardzo
ograniczona, przedmiotem oferty GE jest przede wszystkim najnowsza wersja technologii F (a więc z
chłodzeniem powietrzem) w instalacjach FlexEfficiency [1], [8].
W ostatnich miesiącach GE zasygnalizowało kolejny krok w rozwoju technologii H (technologia HA –
wzrost mocy bloku do poziomu 600-700 MW oraz sprawności powyżej 61%) [6].
65
Sprawność [%]
60
Turbina klasy 1700°C
J Type
55
G Type
F Type
50
D Type
45
40
1000
1200
1400
1600
1800
2000
Temperatura - TIT [°C]
Rys.1. Oczekiwana sprawność netto układu gazowo-parowego w funkcji temperatury spalin przed turbiną gazową [2] na tle
wdrożonych technologii. Symbole zaznaczone na rysunku zgodne z klasyfikacją wewnętrzną firmy Mitsubishi
Podstawową różnicą pomiędzy technologią F oraz H (według GE) było początkowo wprowadzenie
chłodzenia parowego w obrębie elementów narażonych na wpływ najwyższej temperatury (rękaw - tzw.
transition piece oraz pierwsza kierownica). Podobne rozwiązanie zastosowano w technologii G oraz J
firmy Mitsubishi. Podniesienie temperatury w obrębie komory spalania wspierane jest dodatkowo efektami intensywniejszego chłodzenia najbardziej narażonych elementów, co pozwala na uzyskanie wysokiej sprawności przy utrzymaniu tego samego poziomu emisji NOx.
Tendencje rozwojowe maksymalnej temperatury czynnika roboczego w turbinach gazowych można
prześledzić na rys.2. Od roku 1950 przyrost temperatury dopuszczalnej materiału łopatek wirnikowych
wynosił średniorocznie około 10°C na rok. Rozwój technologii materiałowej dotyczący metod obróbki
oraz kształtowania składu chemicznego prowadzi co prawda do wzrostu kosztów, ale zwracają się one
dzięki podwyższaniu sprawności i wzrostowi koncentracji mocy. Do lat 70-tych postęp osiągany był
głównie poprzez wzrost temperatury dopuszczalnej metalu. Od chwili wprowadzenia chłodzenia powietrznego podwyższanie temperatury dolotowej spalin zaczęto osiągać głównie tą drogą. Od osiągnięcia granicy temperatury ścianki (około 870ºC) głównym ogranicznikiem stała się korozja wysokotemperaturowa. Było to impulsem do wprowadzenia pokryć ochronnych elementów turbin gazowych pracujących w strefach najwyższej temperatury. Zaawansowane technologie chłodzenia stały się, obok
poprawy technologii obróbki materiałów, głównymi czynnikami pozwalającymi na dalszy wzrost temperatury spalin dolotowych w oraz po latach 80-tych.
1800
1600
Temperatura [oC]
Temperatura przed turbiną (RIT)
1400
Chłodzenie
błonowe
1200
1000
TBC
800
Temperatura metalu
600
1950
1960
1970
1980
1990
2000
2010
2020
Rok
Rys.2. Wzrost temperatury spalin oraz materiału łopatek w turbinach gazowych
od połowy XX wieku oraz perspektywy jej dalszego wzrostu w najbliższych latach [4]
Należy zaznaczyć, że oznaczenie klasy technologii u poszczególnych wytwórców nie musi oznaczać
dokładnie tej samej klasy rozwiązań, zaś poziom temperatury dolotowej do turbiny gazowej w tzw. klasie F (kojarzonej początkowo z poziomem około 1300ºC) ulega zmianom w czasie, wraz z rozwojem
technologii (rys.3). Dodatkowo, poszczególni producenci temperaturę dolotową do turbiny (domyślnie
najwyższą w obiegu) definiują w różny sposób. Na przykład MHI definiuje ją jako temperaturę przed
pierwszym wieńcem kierowniczym (Turbine Inlet Temperature), zaś GE jako temperaturę przed pierw-
szym wieńcem wirnika (Rotor Inlet Temperature, Firing Temperature). Niektórzy wytwórcy stosowali
również definicję ISO sprowadzającą wartość temperatury referencyjnej do wyniku obliczeń teoretycznej temperatury wylotowej spalin z komory spalania (bez uwzględnienia poboru powietrza za sprężarką
na potrzeby chłodzenia). Różnice przekraczać mogą 100ºC.
9F
63
9FA
9FA+e
9FB.01
1.2 x
9FB.03
9FB.05
1.2 x
7F
7FA
O
O
1260 C
1287 C
7FA+
O
1316+ C
7FA+e
O
1327 C
7FB
7FA.01-.04
O
1370+ C
7FA.05
7FB / 9FB
59
Temperatura
7FA+e
Sprawność netto
57
1550
1500
1450
55
1400
53
1350
1300
51
1250
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
TEMPERATURA (RIT) [ C]
SPRAWNOŚĆ NETTO CC [%]
61
O
2014
ROK
Rys.3. Rozwój historyczny technologii klasy F turbin gazowych General Electric,
wzrost sprawności oraz temperatury spalin (Firing Temperature).
Uwaga, oznaczenia klasy turbin 9F nie są zgodne z zastosowanymi oznaczeniami serii w tab.2 i tab.3
3. RYNEK TURBIN GAZOWYCH ORAZ BLOKÓW GAZOWO-PAROWYCH WIELKIEJ
MOCY
Rynek wytwórców dużych turbin gazowych zdominowany jest przez General Electric (GE). Firma,
w prezentowanym na rys.4 okresie lat 2003-2012 miała udział powyżej 40%, niekiedy (na przykład
w roku 2004) przekraczając nawet 50%. Drugą na rynku pozycję wśród wytwórców turbin gazowych
zajmuje Siemens Energy, z udziałem okresowo zbliżającym się do 40%. Tradycje technologiczne wywodzą się tu zarówno z Niemiec (KWU) jak i USA (po przejęciu w tym zakresie technologii firmy Westinghouse). Obie firmy kontrolują od lat około 70-80% rynku dużych turbin gazowych. Alstom, bazując na technologii przejętej od ABB plasuje się na zmianę z Mitsubishi Heavy Industries (MHI) na
trzeciej pozycji wśród liderów, przy czym w ostatnich latach MHI zdecydowanie pozostaje trzecim graczem w świecie. Udział wszystkich pozostałych firm z sektora turbin lotniczopochodnych oraz stacjonarnych łącznie, zależnie od roku, zamyka się w granicach od około 5 do 12% zamówień. Od roku 2010
GE, Siemens oraz Mitsubishi uzyskują zamówienia na turbiny o mocy przekraczającej 85% całości maszyn powyżej 10 MW.
85000
GE
S/W
AP
MHI
Inni
75000
65000
MW
55000
45000
35000
25000
15000
5000
-5000
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Rok
Rys.4. Podział rynku turbin gazowych o mocy powyżej 10 MW pomiędzy producentów,
lata 2003 2012: GE- General Electric, S/W – Siemens (Westinghouse), AP – Alstom, MHI – Mitsubishi
Wymieniona czwórka zamyka w praktyce światową listę producentów turbin gazowych wielkiej mocy,
zdolnych do opracowania własnej konstrukcji maszyn. Listę wytwórców mogących zaoferować największe turbiny gazowe uzupełniają jeszcze koncerny produkujące te maszyny w oparciu o licencje.
Obecnie na rynku w grupie tej znajdują się: Ansaldo (Włochy) – licencja Siemensa (rozwijana na tej
bazie własna ścieżka rozwoju), Bharat Heavy Electricals (BHE, Indie) – licencja GE oraz Hitachi (Japonia) – licencja GE. W przypadku licencjobiorców GE ich aktywność ograniczona jest do rynków nie
obejmujących Europy. Hitachi wycofało się w ostatnim okresie z oferowania turbin gazowych największej mocy, było to przypuszczalnie związane z przygotowaniami do fuzji z Mitsubishi. Dodatkowym
bodźcem do zmiany udziału głównych graczy w rynku oraz liczby tych graczy stanie się zapewne przejęcie segmentu energetycznego firmy Alstom przez GE.
W przypadku bloków gazowo-parowych w grę wchodzi dodatkowo możliwość realizacji przez firmy
kompletujące dostawy w oparciu o turbinę gazową pochodzącą od jednego z wymienionych wytwórców oraz pozostałe komponenty bloku z innych źródeł. Przykładem jest Abener, firma realizująca w
Polsce budowę bloku gazowo-parowego w Elektrowni Stalowa Wola.
W tabl.2 przedstawiono listę turbin gazowych o mocy przekraczającej 250 MW, oferowanych obecnie
na świecie [1], [6] dla zastosowań w aplikacjach 50-Herzowych (prędkość obrotowa wirnika 3000 obr/min). Jak widać, grupa oferowanych modeli to zaledwie 14, wytwórców jest sześciu. Po wyłączeniu
z listy wytwórcy indyjskiego (BHE) nie pozostającego do dyspozycji w warunkach europejskich pozostaje 12 modeli turbin. Na liście [1] nie było jeszcze turbin HA z oferty GE.
Uwagę zwraca, że praktycznie wszyscy wytwórcy turbin gazowych wielkiej mocy oferują obecnie rozwiązanie umożliwiające uzyskanie w klasie F sprawności w obiegu prostym na poziomie zbliżonym do
40% (warunki nominalne).
Okolicznością wymagającą podkreślenia jest wartość sprężu, rzutująca na warunki zasilania gazem.
W przypadku wszystkich turbin gazowych zestawionych w tabl.2, poza GT26, ciśnienie w komorze
spalania nie przekracza 2,3 MPa. Jedynie turbina GT26 pracuje przy znacząco wyższym sprężu, co jest
między innymi wynikiem zastosowania spalania sekwencyjnego.
Tabela 2 Turbiny gazowe wielkiej mocy (według GTW 2013 [1] - aplikacje 50 Hz)
Wytwórca
Model
Alstom
Ansaldo
BHE
BHE
GE
GE
GE
GE
MHI
MHI
MHI
MHI
Siemens
Siemens
GT26
AE94.3A
PG9351(FA)
PG9371(FB)
9F seria 3
9F seria 5
9F seria 7
9HA.01/02
M701F4
M701G2
M701F5
M701J
SGT-4000F
SGT-8000H
Rok
intro
2011
1995
1996
2004
1996
2003
2011
2011/14
1992
1997
1992
2014
1995
2008
Moc,
MW
326
310
260,1
297
261,284
298,174
339,366
397/470
324,3
334
359
470
295
375
Sprawność,
%
40,3
39,8
37,5
38,9
37,2
38,5
39,9
41,5
39,9
39,5
40
41
39,8
40
Stos. Ciśn.
35
19,5
16,7
18,3
16,7
18,4
19,7
21,8
18
21
21
23
18,8
19,2
Str. Spalin,
kg/s
692,2
749,8
648,6
644,1
665,4
666,8
743,9
863/953
712,1
737,1
712,1
861,8
692,2
829,2
Temp. spalin
wyl., ºC
603
576
598
640
598
642
627
619
592
587
611
638
586
627
Większość spośród modeli turbin gazowych prezentowanych w tabl.2 wprowadzono na rynek w okresie
ostatnich czterech lat (GT26 - 2011, AE94.3A, 9F seria 5, 9F seria 7, M701J). Szereg spośród turbin
poddano w okresie ostatnich lat modernizacji umożliwiającej podwyższenie mocy, sprawności czy poprawę elastyczności. Szereg z tych modyfikacji miało miejsce w ostatnim, 2013 roku. Dotyczy to na
przykład turbiny GT26, gdzie modernizacja doprowadziła, w porównaniu do rozwiązania z roku 2011
do podwyższenia mocy o około 30MW (z 296,4 do 326 MW), podwyższenia sprawności o 0,7 punktu
procentowego (z 39,6 do 40,3%), czy turbiny SGT5-4000F Siemensa, gdzie moc podwyższono o 6 MW
(z 289 do 295), zaś sprawność uległa podwyższeniu o około 0,3 punktu procentowego.
W tabl.3 zestawiono, według [1] oferowane przez koncerny produkujące turbiny gazowe wielkiej mocy
modele (kondensacyjnych) bloków gazowo-parowych w układzie z jedną turbiną gazową, przeznaczone
dla aplikacji 50-Herzowych. Również w tym przypadku lista jest bardzo krótka. W zasadzie do każdego
z modeli turbiny gazowej prezentowanego w tab.2 przyporządkowany jest jeden standardowy blok gazowo-parowy. Osiągi nominalne dla konfiguracji opartej na dwuwałowej, bądź jednowałowej konfiguracji bloku są zbliżone. Należy podkreślić brak bloków ciepłowniczych w ofertach standardowych. Rynek takich aplikacji jest w świecie stosunkowo nieduży, występuje też istotne zróżnicowanie konfiguracji części parowej w zależności od potrzeb technologicznych. W warunkach krajowych, ze względów
ekonomicznych, w grę wchodzą praktycznie tylko realizacje bloków kogeneracyjnych.
Praktycznie wszystkie prezentowane w tabl.3 bloki gazowo-parowe oparte są na generacji pary na
trzech poziomach ciśnienia oraz przegrzewie wtórnym pary za częścią WP. Dane zestawione w tabl.3
dotyczą jednostek przystosowanych do spalania (wysokometanowego) gazu ziemnego, bez dopalania w
(wieloprężnym) kotle odzysknicowym, bez komina obejściowego („gorącego”), z kondensacyjną, wieloprężną turbiną parową i standardowym wyposażeniem. Turbiny gazowe wchodzące w skład instalacji
wyposażone są z reguły w układ spalania niskoemisyjnego (dry low NOx).
Tabela 3 Układy gazowo-parowe - kondensacyjne według GTW 2013 [1]. Konfiguracja z jedną turbiną gazową, aplikacje
50 Hz
Rok
Moc
intro netto, MW
KA26-1
2011
467
1AE943-CC1M
1995
456,4
CC109FA
2003
394,9
CC109FB
2012
452,6
9F seria 3
1994
397,104
9F seria 5
2003
454,094
9F seria 7
2011
512,037
9HA.01/02
2011/14 592/701
MPCP1 (M701F4) 1992
477,9
MPCP1 (M701F5) 1992
525
MPCP1(M701G) 1997
498
MPCP1(M701J)
2014
680
SCC5-4000F1S
1995
431
SCC5-8000H1S
2009
570
Wytwórca Model
Alstom
Ansaldo
BHE
BHE
GE
GE
GE
GE
MHI
MHI
MHI
MHI
Siemens
Siemens
Spr.,
%
59,5
58,9
56,9
59,2
57,2
59,3
61
61,4
60
61
59,3
61,7
58,7
60
Ciśn. w
Moc TG,
kond., bar MW
0,041
0,041
0,041
0,041
0,051
0,051
0,051
0,051
Moc TP,
MW
T-na gaz
GT26
306
157,9
AE94.3A
258,7
141,5
MS9001FA
295,3
164
MS9001FB
259,8
142,419
9FA
295,55
164,638
9FB
338,7
180,173
FE50
394.472/467.008 205.191/242.922 9HA.01/02
319,9
158
M701F4
354
171
M701F5
325,7
172,3
M701G2
463
217
M701J
289
138
SGT5-4000F
375
195
SGT5-8000H
Należy w tym miejscu podkreślić, że przy współczesnym stanie techniki brak jest praktycznie możliwości indywidualnego dostosowania turbiny gazowej do potrzeb odbiorcy (poza przystosowaniem ich do
spalania specyficznych paliw). Istnieje możliwość indywidualnego doboru turbiny oraz rozwiązania
technologicznego części parowej do wybieranej w oparciu o dane katalogowe turbiny gazowej.
Ewolucja sprawności bloków gazowo-parowych (rys.5) jest wynikiem poprawy osiągów nowych konstrukcji turbin gazowych jak i parowych. Dodatkowo, wszyscy wytwórcy od pewnego czasu zunifikowali praktycznie rozwiązania części parowej (układ trójprężny). Jak można stwierdzić na podstawie
rys.5 skutkuje to znaczącym zmniejszeniem „rozrzutu” sprawności dla bloków oferowanych w roku
2013 w stosunku do wcześniejszych (lata 2001 oraz 2007 na rysunku). W szczególności dotyczy to
przedziału mocy 400÷600 MW.
65
Sprawność [%]
60
55
50
Sprawność
Sprawność_2007
Sprawność_2001
Trend sprawności
Trend sprawności 2007
Trend sprawności 2001
45
40
35
0
200
400
600
800
1000
1200
Moc [MW]
Rys.5. Sprawność bloków gazowo-parowych w pełnym zakresie oferowanej w świecie mocy.
Dane ilustrujące stan na rok 2013 według [1], dane dotyczące lat wcześniejszych według [9] oraz [10]
4. OGRANICZENIA EMISYJNE DLA TURBIN GAZOWYCH I BLOKÓW GAZOWOPAROWYCH
Standardy emisyjne odnoszące się do turbin gazowych wprowadzone w krajowych rozporządzeniach
emisyjnych zostały zaczerpnięte z wymogów sformułowanych w dyrektywie 80. W odniesieniu do gazu
ziemnego jako najczęściej stosowanego paliwa są one równe (standardowo, według [12]:
 12 mg/m3 w odniesieniu do związków siarki,
 50 mg/m3 w odniesieniu do tlenków azotu (instalacje o mocy 50 MW i wyższej),
 5 mg/m3 w odniesieniu do pyłu oraz
 100 mg/m3 w odniesieniu do tlenku węgla.
Zgodnie z zapisami Dyrektywy w sprawie emisji przemysłowych [11] przedmiotem ograniczeń są: emisja NOx oraz CO. Dla instalacji „nowych”, oddanych do eksploatacji po dniu 7 stycznia 2014, lub takich
które uzyskały pozwolenie po dniu 13 stycznia 2013, wymagany poziom emisji jest równy:
 50 mg/m3 dla NOx,
 100 mg/m3 dla CO.
Jako istotne należy dodać, że dla turbin gazowych (włącznie z układami gazowo-parowymi) powyższe
wielkości dopuszczalne emisji stosuje się jedynie powyżej 70% obciążenia.
W przyszłości należy się liczyć z wdrożeniem zaostrzenia (doprecyzowania) wymogów emisyjnych dla
tych obiektów, zgodnie z przewidywanymi do wprowadzenia jako obligatoryjne konkluzjami BAT,
które zostały przedstawione w tabl.4. Zestawienie pochodzi z propozycji dokumentu referencyjnego
(BREF), który jest obecnie przedmiotem uzgodnień i dyskusji na poziomie krajów unijnych. Należy się
liczyć, że propozycje te staną się obowiązującym prawem, poprzez publikację konkluzji w Dzienniku
Urzędowym Unii Europejskiej. Data ewentualnego wdrożenia oraz finalna wersja BREF, a więc także
konkluzji, nie jest jeszcze znana (choć najczęściej wymienianą datą wejścia w życie jest rok 2019). Niezależnie od terminu należy brać pod uwagę konieczność dotrzymania tych regulacji przez przewidywaną do zbudowania instalację katalitycznego usuwania tlenków azotu (SCR), co najmniej w wyniku
zmiany przepisów w trakcie jej eksploatacji.
Tabela 4 Powiązane z BAT poziomy emisji NOX i CO do atmosfery ze spalania gazu ziemnego w blokach gazowowoparowych (według propozycji BREF [13])
BAT-AEL (mg/Nm3)
Częstotliwość monitoroTyp bloku z turbiną gazową
NOX (średnia dobo- NOX (średnia rocz- CO (średnia rocz- wania
wa)
na)
na)
Nowe dwupaliwowe CCGT- Tryb
Ciągłe
15 - 25
9 – 20
1–5
gazu ziemnego
pomiary
Istniejące dwupaliwowe CCGT Ciągłe
15 – 55
10 – 50
1 – 50
Tryb gazu ziemnego
pomiary
Nowe jednopaliwowe CCGT
Ciągłe
18 – 35
10 – 25
1 – 15
> 600 MWth
pomiary
Istniejące jednopaliwowe CCGT >
Ciągłe
18 – 50
10 – 35
1 – 30
600 MWth
pomiary
Nowe jednopaliwowe CCGT
Ciągłe
15 – 35
10 – 25
1 – 15
50 – 600 MWth
pomiary
Istniejące jednopaliwowe CCGT
Ciągłe
50 - 600 MWth z wykorzystaniem 35 – 55
10 – 45
1 – 15
pomiary
paliwa <75%
Istniejące jednopaliwowe CCGT
Ciągłe
50 - 600 MWth z wykorzystaniem 35 – 85
25 – 75
1 – 30
pomiary
paliwa> 75%
(1) Wyższe zakresy są osiągane, gdy instalacje pracują w trybie szczytowym.
(2) Dolny koniec zakresu NOX można osiągnąć dzięki iniekcji wody lub suchym palnikom o niskiej emisji.
Zgodnie z propozycją zawartą w nowym BREF powiązane z BAT poziomy emisji dla pozostałości NH3
w przypadku stosowania SCR wynoszą mniej niż 3 mg/Nm3 średniej rocznej w oparciu o ciągły pomiar.
Dotrzymanie poziomu wymaganej emisji tlenków azotu oraz tlenków węgla prowadzone jest w turbinach gazowych trzema podstawowymi sposobami:
 poprzez wprowadzenie do strefy spalania konwencjonalnego (z płomieniem dyfuzyjnym) palnika
substancji - najczęściej wody lub pary wodnej, niekiedy azotu;
 przez kształtowanie procesu spalania tak, by ograniczyć tworzenie się substancji szkodliwych, ta
wprowadzona nieco później do praktyki grupa technologii określana jest często, dla odróżnienia od
poprzedniej, mianem “Dry Low NOx”;
 przez katalityczne oczyszczanie spalin (głównie z NOx i CO) - stosowane z reguły w połączeniu
z pozostałymi grupami metod w przypadku bardzo surowych ograniczeń emisyjnych.
Producenci turbin gazowych wielkiej mocy zazwyczaj wskazują na możliwość utrzymania wskazanych
powyżej standardów emisyjnych w zakresie około 50÷100% obciążenia. Niekiedy zakres ten jest nieco
poszerzony.
Istotnym problemem jest dotrzymanie niskiej emisji NOx oraz CO wraz z postępem technologicznym,
przede wszystkim wraz z podnoszeniem sprawności, co się przekłada na konieczność podnoszenia parametrów przed turbiną (temperatury, a w konsekwencji również ciśnienia czynnika roboczego). Wzrost
temperatury przed turbiną oznacza zmniejszenie rezerwy powietrza możliwej do wykorzystania na
chłodzenie, zapotrzebowanie na dodatkowy strumień powietrza chłodzącego zaś zwiększa się wraz ze
wzrostem temperatury procesu. Techniki spalania niskoemisyjnego wymuszać mogą dodatkowy wzrost
zapotrzebowania na powietrze do spalania, którego strumień musi być precyzyjnie rozdzielany na kilka
części, w tym przynajmniej część procesu polega zwykle na spalaniu mieszanek ubogich.
Komin
Kocioł
odzysknicowy
+ DENOX
Recyrkulacja
spalin
Obniżona
zaw. tlenu
Powietrze
z zewnątrz
Turbina
parowa
P
KS
G
S
T
G
Rys. 6. Turbina gazowa Mitsubishi, rozwiązanie
proponowane dla temperatury
Wykorzystanie recyrkulacji spalin w celu uzyskania niskiej generacji NOx – według [2]
spalin
(TIT)
1700ºC.
Na rys.6 przedstawiono schemat koncepcji układu mającego zapewnić odpowiednio niską emisję tlenków azotu w rozwijanej przez firmę Mitsubishi konstrukcji turbiny gazowej kolejnej generacji (temperatura spalin dolotowych 1700ºC – patrz rys.1). Zaproponowano tu układ recyrkulacji spalin określany
symbolem EGR (od Exhaust Gas Recirculation). W rozwiązaniu tym spaliny wylotowe z turbiny mieszane są z powietrzem dolotowym do sprężarki, która w tej konfiguracji staje się sprężarką mieszaniny
powietrza i spalin. Dla zapewnienia odpowiednio niskiej emisji tlenków azotu na wylocie z turbiny
przewiduje się zastosowanie recyrkulacji spalin na poziomie 26%. Dzięki temu zapewnione ma zostać
obniżenie podaży tlenu w strefie najwyższych temperatur w komorze spalania. Wyniki prezentowane w
[2] uzyskano na drodze symulacji numerycznej oraz testów laboratoryjnych, przy założonym poziomie
koncentracji NOx w spalinach wylotowych w granicach 50 ppm (albo około 100 mg/m3) w przeliczeniu
na zawartość 15% tlenu. Wspomniany poziom recyrkulacji spalin przekłada się na objętościową zawartość tlenu w mieszaninie powietrza i spalin dostarczanych do sprężarki, a za jej pośrednictwem do komory spalania na poziomie 17%.
5. PRACA TURBIN GAZOWYCH W WARUNKACH ZMIENNEGO OBCIĄŻENIA
Tradycyjnie stosowanym w stacjonarnych turbinach gazowych wielkiej mocy jest tzw. układ jednowałowy, w którym sprężarka powietrza tłocząca powietrze do komory spalania napędzana jest przez związaną z nią na wspólnym wale turbinę, zasilaną spalinami ze wspomnianej komory. W turbinach energetycznych dodatkowym ograniczeniem jest narzucenie w trakcie pracy stałej prędkości obrotowej wirnika, co wynika ze współpracy z prądnicą synchroniczną (generatorem).
Typowy przebieg podstawowych wielkości charakteryzujących osiągi układu jednowałowego starszej
generacji w funkcji obciążenia zestawiono na rys.7. Zauważalne jest, że obciążeniu częściowemu towarzyszy obniżenie wszystkich parametrów układu, oprócz strumienia masy powietrza (i spalin), który
nieco wzrasta. Obniżenie mocy układu następuje tu kosztem obniżenia parametrów czynnika, praktycznie bez możliwości zmiany jego ilości (regulacja jakościowa). Maleje przy tym efektywność obiegu
cieplnego i dlatego klasyczny układ jednowałowy charakteryzuje się znacznym spadkiem sprawności
przy zmniejszeniu obciążenia. Określa to tradycyjny zakres zastosowań takiego układu do pracy z obciążeniem bliskim obliczeniowemu.
Rys.7. Przykładowe charakterystyki turbiny gazowej starszej generacji w układzie jednowałowym. Kreska nad symbolami
wielkości oznacza wartość względną, odniesioną do wartości w warunkach obliczeniowych: GT strumień masy spalin do
turbiny, N moc turbiny, ΠK spręż sprężarki, T3 temperatura spalin przed turbiną, ηc sprawność sprężarki
Jednym z dążeń konstruktorów współczesnych turbin gazowych wielkiej mocy jest modyfikacja charakterystyk komponentów turbozespołu gazowego (w szczególności sprężarki oraz turbiny) zmierzająca do
uzyskania możliwie płaskich charakterystyk układu. Podejście kompleksowe oparte jest dodatkowo na
poszukiwaniu płaskich charakterystyk układu gazowo-parowego jako całości. Poprawę sprawności w
omawianym wcześniej podejściu FlexEfficiency uzyskano między innymi dzięki przyspieszeniu rozruchów, prowadzącemu do poprawy średniorocznego obciążenia bloku [8], [17].
Rys.8. Charakterystyka sprawności bloku gazowo-parowego w funkcji obciążenia na tle przykładowej
charakterystyki sprawności turbiny gazowej (elektrownia z turbiną gazową pracująca w cyklu prostym): A – standardowy
przebieg sprawności bloku gazowo-parowego, B – przebieg charakterystyki dla bloku wyposażonego w turbinę z dopalaniem
Drugim istotnym czynnikiem jest rozwijanie przez wszystkich producentów turbin gazowych wielkiej
mocy konstrukcji sprężarki poprzez wprowadzenie większej, niż dotychczas liczby stopni z obrotowymi
łopatkami kierowniczymi. oraz przestrzennym kształtowaniem łopatek sprężarki. Dawniej możliwości
regulacji ograniczano do pierwszego stopnia, dziś, w najnowszych rozwiązaniach największych turbin,
jest to już u wszystkich czołowych producentów grupa pierwszych czterech stopni [1], [5], [17], [18].
To rozwiązanie umożliwia utrzymanie w poszerzonym zakresie zmian obciążenia wysokiej temperatury
spalin za turbiną gazową, co przy pracy części parowej na parametry poślizgowe daje możliwość poszerzenia zakresu obciążeń przy którym utrzymywana jest stosunkowo wysoka sprawność układu gazowoparowego jako całości.
Na rys.8 przedstawiono charakterystykę sprawności współczesnego, wysokosprawnego turbozespołu
gazowego dla pracy w cyklu prostym. Na jej tle widoczna jest charakterystyka bloku gazowo-parowego
o przebiegu typowym dla konfiguracji „tradycyjnej” oraz bloku wyposażonego w turbinę z dopalaniem
(spalaniem sekwencyjnym). W tym ostatnim przypadku możliwe jest uzyskanie charakterystyki bardziej płaskiej [14] niż w rozwiązaniu ze spalaniem jednostopniowym.
6. PODSUMOWANIE
W ostatnim czasie odnotowana została wyraźna poprawa osiągów turbin gazowych największej mocy
oferowanych przez wszystkich czołowych producentów. Mamy tu do czynienia z dwoma charakterystycznymi nurtami. Pierwszy to próba poszukiwania nowych, bardziej zaawansowanych rozwiązań
technologicznych, przekładających się na wyższe osiągi (klasa HA General Electric, klasa H Siemens,
klasa J oraz turbina kolejnej generacji Mitsubishi), drugi dotyczy systematycznego rozwijania sprawdzonych technologii, jak to jest widoczne na prezentowanym przykładzie klasy F turbin GE (podobnie
działają inni wytwórcy).
W Polsce trwa realizacja oraz szereg procedur przetargowych dotyczących nowych bloków energetycznych z turbinami gazowymi wielkiej mocy [15]. Istotne jest, jakie technologie zostaną wybrane do realizacji. Praktycznie wszystkie realizowane i projektowane jednostki powstają jako przeznaczone do
pracy w warunkach skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Przy relacjach cenowych
paliw jest to warunek kluczowy dla uzyskania dodatniego efektu ekonomicznego [16].
Wzrastający bardzo intensywnie poziom mocy zainstalowanej w źródłach odnawialnych, szczególnie
wiatrowych, powoduje konieczność wprowadzenia do eksploatacji źródeł zdolnych do kompensowania
niekiedy intensywnych zmian mocy generowanej przez tę kategorię siłowni. Istotne jest aby budowane
w Polsce bloki, pomimo tego, że powstają jako komponenty elektrociepłowni, były zdolne do elastycznej pracy, w tym szybkich zmian obciążenia. Z tego względu praktycznie koniecznością wydaje się
konfigurowanie części parowych z członami kondensacyjnymi, które tę elastyczność w pewnej mierze
będą w stanie zapewniać.
Kolejna kwestia dotyczy eliminacji lub przynajmniej ograniczenia istotnej wady turbin gazowych –
istotnej zależności osiągów od poziomu obciążenia. Trend generowania płaskich charakterystyk sprawności, choć skutkuje komplikacją konstrukcji jest bardzo wyraźny u wszystkich największych producentów.
LITERATURA
[1] Gas Turbine World Handbook 2013. Project, Planning, Pricing, Engineering, Construction and
Maintenance. A Pequeot Publication, Vol. 30.
[2] Tanaka Y., Nose M., i inni: Development of Low NOx Combustion System with EGR for 1700°Cclass Gas Turbine. Mitsubishi Heavy Industries Technical Review Vol. 50 No. 1 (March 2013).
[3] Ishikawa M., Terauchi M., Komori T., Yasuraoka J.: Development of High Efficiency Gas Turbine
Combined Cycle Power Plant. Mitsubishi Technical Reviev V45 Nr1/2008.
[4] Badyda K., Miller A.: Energetyczne turbiny gazowe i układy z ich wykorzystaniem. Kaprint 2011.
[5] Ai T., Masada J., Ito E., Development of the High Efficiency and Flexible Gas Turbine M701F5 by
Applying “J” Class Gas Turbine Technologies, Mitsubishi Heavy Industries Technical Review,
Vol. 51, 1/2014.
[6] Gas Turbine World Performance Specs, 30-th edition January-February 2014 Vol.44 No 1.
[7] Matta R.K., Mercer G.D., Tuthill R.S.: Power Systems for the 21st Century – “H” Gas Turbine
Combined-Cycles. GE Power Systems (GER-3935B).
[8] Badyda K., Iwański Z.: Współczesne turbiny gazowe wielkiej mocy - uwarunkowania eksploatacyjne i remontowe. Materiały V Konferencji Naukowo-Technicznej Energetyka Gazowa, Zawiercie, październik 2013, tom II, str.163-178.
[9] Gas Turbine World 2007-2008 Handbook for Project, Planning, Engineering, Construction and
Operation. A Pequot Publication, vol. 26.
[10] Gas Turbine World 2010 Handbook. APequot Publication, vol. 28.
[11] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z dnia 24 listopada 2010 w sprawie emisji przemysłowych (zintegrowane zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola). Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej 17.12.2010 L334.
[12] Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 22 kwietnia 2011 r. w sprawie standardów emisyjnych
z instalacji (Dz. U. nr 95/2011 poz. 558).
[13] Best Available Techniques (BAT) Reference Document for the Large Combustion Plants. Industrial Emissions Directive 2010/75/EU (Integrated Pollution Prevention and Control JOINT
RESEARCH CENTRE. Institute for Prospective Technological Studies Sustainable Production and
Consumption Unit European IPPC Bureau. Draft 1 (June 2013).
[14] Kehlhofer R., Rukes B., Hannemann F., Stirnimann F.: Combined-Cycle Gas & Steam Turbine
Power Plants. Penwell 2009.
[15] Badyda K.: „Trendy, uwarunkowania i perspektywy budowy bloków gazowo-parowych w Polsce”.
Rynek Energii 5/2013, str.26-33.
[16] Kotowicz J., Bartela Ł.: The influence of economic parameters on the optimal values of the design
variables of a combined cycle plant. Energy 2010;35(2):911-919.
[17] FlexEfficiency *50 Combined Cycle Power Plant. Advanced power with a new standard of high
efficiency
and
operational
flexibility.
GE
Energy,
http://www.geflexibility.com/solutions/flexefficiency-50-portfolio/index.html
[18] Städtler A., Sfar K.: The SGT-8000H Series and its advantages for the European Power Market.
Siemens AG 2014. PowerGen Europe, Cologne, Germany, June 3 - 5, 2014
STATE AND PROSPECTS OF GAS TURBINE AND COMBINED CYCLE TECHNOLOGY
DEVELOPMENT
Key words: Power Engineering, Gas Turbines, Gas and Steam Combined Cycle
Summary. Information regarding the state of technology development of heavy duty gas turbines is presented with particular focus on the progress observed in recent years. Synthetic information about the market of largest output gas turbines and
Combined Cycle Plants, current and projected emission restrictions are presented. Examples of technological solutions in
response to the key challenges are given, associated with the development of technology and the market for gas turbines
(increase of the parameters of working medium, the expectation of high flexibility, including the ability to work efficiently
at partial load).
Krzysztof Badyda, prof. dr hab. inż., zatrudniony w Politechnice Warszawskiej, na Wydziale Mechanicznym Energetyki i Lotnictwa. Zastępca Dyrektora Instytutu Techniki Cieplnej PW do spraw naukowych; autor wielu prac z obszaru matematycznego modelowania instalacji energetycznych, problematyki ograniczania emisji w instalacjach energetycznych, poprawy ekonomiki pracy elektrowni i
elektrociepłowni analiz awarii w instalacjach energetycznych.