WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!


На правах рукописи

БЕРЕЗИНЕЦ Павел Андреевич

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ЦИКЛОВ, СХЕМ И РЕЖИМОВ РАБОТЫ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК

Специальность: 05.14.14 – “Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты”

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва 2012

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе "Всероссийский дважды ордена Трудового Красного Знамени Теплотехнический научно-исследовательский институт" (ОАО "ВТИ").

Официальные оппоненты:

Трухний Алексей Данилович – доктор технических наук, профессор кафедры паровых и газовых турбин «НИУ МЭИ»;

Хоменок Леонид Арсеньевич – доктор технических наук, профессор, заместитель генерального директора «НПО ЦКТИ»;

Бродов Юрий Миронович - доктор технических наук, профессор, заведующий кафедрой турбостоения Уральского государственного технического университета;

Ведущая организация – ОАО «Институт Теплоэлектропроект»

Защита состоится " 07 " февраля 2013 г. в 1400 часов на заседании диссертационного совета Д.222.001.01 при ОАО "Всероссийский дважды ордена Трудового Красного Знамени Теплотехнический научно-исследовательский институт" (ОАО "ВТИ") по а д р ес у:115280, г.

Москва, ул. Автозаводская, 14.

С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке ОАО "ВТИ".

Автореферат разослан " " ………………. 2012 г.

Ученый секретарь диссертационного совета Д.222.001.01, кандидат технических наук А.Г.Тумановский

Общая характеристика работы

Диссертация обобщает результаты выполненных автором исследований циклов, тепловых схем и спроектированных в соответствии с ними промышленных парогазовых установок, а также перспективных ПГУ.

Актуальность темы Газотурбинные и парогазовые установки играют все возрастающую роль в структуре мировых энергетических мощностей вследствие их высокого КПД, хорошей маневренности и умеренной удельной стоимости при выполнении характерных для стационарной энергетики требований по надежности, готовности и ремонтопригодности и незначительном воздействии на окружающую среду.

Мощность серийных энергетических ГТУ достигла 280-335 МВт, их КПД близки к 40 %, а в ПГУ с ними – к 60 %.

В соответствии с разработками Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике (АПБЭ), намечаются реконструкция по циклу ПГУ или замещение ими 79 газомазутных конденсационных и теплофикационных энергоблоков мощностью от 170 до 300 МВт и более 6паровых агрегатов на ТЭС с установкой ПГУ на природном газе мощностью от 100 до 400-420 МВт с КПД 51-57%.

Эти ПГУ должны разрабатываться и эксплуатироваться в соответствии с общими требованиями к характеристикам и эксплуатационным качествам, выработанным с учетом опыта, полученного, в частности, при выполнении и обобщении рассматриваемых в диссертации работ.

Цель работы - снижение капитальных затрат, расходов топлива на производство электроэнергии и повышение надёжности, готовности и маневренности, улучшение экологических показателей тепловых электростанций путем разработки и внедрения эффективных парогазовых установок.

Основные задачи исследований.

- Обоснование направлений развития парогазовых установок на базе высокотемпературных газовых турбин для нового строительства и модернизации тепловых электростанций.

- Оптимизация параметров пара в парогенерирующих контурах для достижения максимальной экономичности ПГУ.

- Обоснование и оптимизация многоконтурности ПГУ.

- Исследование влияния факторов, ограничивающих предельную экономичность ПГУ, и сформулирование принципов конструирования утилизационных систем.

- Экспериментальные исследования теплообмена в пучках труб со спиральным ленточным оребрением для уточнения коэффициентов теплопередачи при расчёте поверхностей нагрева котлов-утилизаторов.

- Разработка методик и исследование режимов парогазовых установок различного типа для обоснования технологии эксплуатации и технических требований к оборудованию и других нормативных документов.

- Исследование путей модернизации действующих паровых энегоустановок с использованием в них тепла отработавших в ГТУ газов.

- Разработаны технологические решения и технологическая схема высокоэкономичной и экологически безопасной ПГУ с внутрицикловой газификацией угля.

Научная новизна Впервые исследована работоспособность выхлопных газов ГТУ в паросиловом цикле бинарных парогазовых установок и определено влияние их температуры, параметров пара, температурных напоров и недогревов воды до кипения и количества парогенерирующих контуров на экономичность ПГУ.

Впервые предложено и подробно исследовано использование прямоточного котла–утилизатора в бинарных ПГУ, его режимные характеристики, автономная работа.

Впервые разработаны и реализованы принципиальные решения по первой в России теплофикационной парогазовой установке мощностью 4МВт, обеспечившие ее высокую надежность и эффективность.

Впервые исследованы статические и динамические характеристики ПГУ и разработана технология эксплуатации бинарных ПГУ с расчетными показателями.

Впервые разработаны принципиальные решения по схеме и оборудованию ПГУ с внутрицикловой газификацией угля в потоке на кислородном дутье на базе перспективной ГТУ.

Практическая ценность Практическая ценность результатов работы заключается в обеспечении успешного освоения и эксплуатации с гарантированными параметрами и показателями первых отечественных бинарных энергетических ПГУ, широком использовании этих результатов в проектах строящихся и осваиваемых в настоящее время ПГУ и составлении на их основе отраслевых нормативных документов (№ СО 34.30.741-96, СТО 70238424.27.100.0072008), направленных на повышение надежности и обеспечение безопасности эксплуатации ПГУ и их оборудования.

Достоверность и обоснованность научных положений и методологий, результатов экспериментальных исследований и внедрения, выводов и практических рекомендаций, сделанных в работе, подтверждается широким использованием результатов работы при проектировании и внедрении отечественных ПГУ и положительной многолетней их эксплуатацией.

За разработку и освоение ПГУ – 450 Т получена премия Правительства РФ.

На защиту выносятся следующие основные положения 1. Бинарные парогазовые установки с высокой долей газотурбинной мощности являются наиболее перспективными для использования на отечественных ТЭС вместо вырабатывающих ресурс паровых энергоблоков.

2. Разработки проектов таких ПГУ должны начинаться с всесторонних анализов предстоящих режимов их использования и расчетов статистических и динамических характеристик, результаты которых позволяют принять наилучшие решения по схемам и оборудованию.

3. При выполнении этих анализов и расчетов целесообразно использовать установленные при выполнении диссертации закономерности (статистические и динамические характеристики котлов-утилизаторов ПГУ, уточненные уравнения теплопередачи для спирально-оребренных труб, режимы и продолжительность массообмена при предпусковых продувках газового тракта котлов-утилизаторов и др.), а также:

4. Общие принципы конструирования теплоутилизационных систем и результаты анализа работоспособности выхлопных газов в паросиловой части ПГУ; результаты исследований и сравнение различных циклов и схем парогазовых установок; результаты разработок циклов, схем и технологии эксплуатации ПГУ мощностью 450, 325, 230, 130 и 39 МВт ( принципиальные решения, моделирование режимов, технология эксплуатации); обоснование технических решений при разработке и внедрении ПГУ сбросного типа на базе высокотемпературных ГТУ;

обоснование технических решений для мощных ПГУ с газификацией угля.

Личный вклад соискателя состоит в инициировании технических решений, их исследовании и получении практических результатов для реализации в конкретных проектах. Все исследования проводились лично соискателем или под его руководством.

Реализация результатов работы Результаты работы использованы при проектировании парогазовой установки мощностью 800 МВт (ПГУ – 800), при проектировании и освоении ПГУ утилизационного типа мощностью 450 МВт (ПГУ – 450 Т), 325 МВт (ПГУ – 325), 230 МВт (ПГУ – 230 Т), 130 МВт (ПГУ – 130), 39 МВт (ПГУ – 39 Т).

Апробация работы.

Основные результаты работы доложены на конференциях, семинарах и заседаниях советов авторитетных научных организаций, в том числе:

на научно – технической конференции «Пути повышения эффективности использования топливных ресурсов в энергетике и промышленности» (Ташкент, 1983 г.);

на Всесоюзном НТС 24-25 мая 1988 г. (Конаково);

на XXXVII Всесоюзной научно – технической сессии по проблемам газовых турбин (Николаев, 1990 г.);

на XLV научно – технической сессии «Применение газотурбинных и парогазовых установок в энергетике и на газопроводах» (С-Петербург, 19г.);

на выставке 9-ой ежегодной научно – технической конференции Ядерного общества России (Димитровград, 1998 г.) на 7-ой международной конференции по ядерной технике (Япония, 1999 г.);

на 8-ой международной выставке «Уралэнерго-2002», Российский энергетический форум (Уфа, 2002 г.);

на LVI научно – технической конференции (Пермь, 2009 г.);

на LVII научно – технической сессии по проблемам газовых турбин (Уфа, 2010 г.);

на общественном обсуждении на ТЭЦ-27 Мосэнерго работы «Разработка и освоение парогазовых установок мощностью 450 МВт», представленной на соискание премии Правительства РФ (Москва, 2010 г.).

Публикации.

Основные результаты исследований опубликованы в 46 работах, в том числе 26 статей в рецензируемых журналах, входящих в перечень ВАК,, кроме того вошли в отраслевые нормативные документы и депонированные в ВНТИЦ отчеты ВТИ и защищены авторскими свидетельствами (А.С.

№916886, А.С. №974031, А.С. №1462077, А.С. №1463368, А.С. № 1613716, А.С. № 1746111) и патентами РФ (№ 2160370, № 2144619, № 2258147, № 95654, № 101090).

Структура и объем диссертации.

Диссертация состоит из введения, четырех глав, общих выводов, списка литературы, содержит 228 страниц машинописного текста, включая рисунков, 26 таблиц, 254 наименования библиографических ссылок.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы, охарактеризовано общее состояние проблемы, сформулированы цель т задачи исследования, показаны новизна и практическая значимость работы.

В первой главе изложены основные положения о комбинированных термодинамических циклах, классификация парогазовых установок, выбор параметров пара для ПГУ утилизационного типа.

Показано, что глубина охлаждения выхлопных газов ГТУ входит противоречие с получением пара высокого давления и существует предельное значение паропроизводительности парогенерирующего контура для конкретной температуры выхлопных газов ГТУ.

Факторами, определяющими фактическую паропроизводительность контура, являются температурные напоры на «горячем» конце пароперегревателя, «холодном» конце испарителя (критический температурный напор) и недогрев воды до кипения в экономайзере.

Показано, что максимальный эффект по КПД достигается при переходе от одного контура к двум и постепенно уменьшается при увеличении количества контуров. КПД увеличивается также при применении промежуточного перегрева пара. Разделительное давление пара, отбираемого на промперегрев при этом соответствует давлению за вторым парогенерирующим контуром; при использовании современных ГТУ (КПД=39-40 %, температура выхлопных газов 600-650 С) оптимальные параметры промперегрева составляют 3 МПа, 570 0С.

По результатам исследований сформулированы принципы конструирования котлов-утилизаторов для обеспечения максимальной работоспособности выхлопных газов ГТУ:

- максимальные значения сопряжённых параметров пара высокого давления и проперегрева, - последующие парогенерирующие контуры с минимальными температурными напорами, соответствующими рабочему процессу в паровой турбине.

Перспективная ПГУ, сконструированная по этому принципу на базе современных ГТУ, будет иметь КПД выше 60 % и температуру уходящих газов ниже 90 0С.

Во второй главе рассмотрены бинарные ПГУ с котлами – утилизаторами.

Начатые в 1970-е годы работы были ориентированные на разрабатывавшиеся тогда отечественными заводами мощные газотурбинные установки с температурой выхлопных газов 500 С и более [1].

В основу разработок ПГУ были положены следующие соображения:

ПГУ должна базироваться на реальной газовой турбине, которая выпускается или будет выпускаться промышленностью в ближайшие годы;

паровая турбина и все вспомогательное оборудование должны быть серийными или получены из серийного с минимальными переделками;

единичная мощность ПГУ должна быть достаточно большой, чтобы сделать целесообразным сооружение электростанции мощностью в несколько тысяч мегаватт.

С их учетом была проработана ПГУ с газовыми турбинами ГТ-1ЛМЗ, где сброс газов от каждой ГТУ осуществлялся в собственный парогенератор.

Выбор серийной паровой турбины на параметрам пара 13 МПа и 540/540С при значительной её мощности привел к необходимости повышения температуры газов на входе в парогенератор путем сжигания в их среде дополнительного топлива.

В результате рассмотрения различных вариантов предпочтение было отдано наиболее простой схеме с одним ПНД смешивающего типа, который обеспечивает также и деаэрацию воды. Температура воды, поступающей в парогенератор при сжигании бессернистого природного газа, составляет С.

Отказ от паровой регенерации при характерных для бинарных ПГУ соотношениях водяных эквивалентов газов и пароводяной среды приводит к уменьшению температуры уходящих газов, выигрыш от которого превосходит снижение к.п.д. из-за низкой температуры питательной воды.

Эта особенность влияет на условия работы паровой турбины, так как расходы пара через ее первые и последние ступени оказываются близкими.

Влияние подогрева газов перед котлом - утилизатором иллюстрируется рисунком 1 Участки кривых, расположенные слева от линии tэк = const, при данном tэк не реализуемы. Из рисунка 1, на котором показаны зависимости удельного топлива, расхода пара и мощности ПГУ от температуры газа tr на входе в парогенератор при различных значениях температуры уходящих газов tух и температурного напора в конце экономайзерного участка tэк, видно, что чем меньше температура подогрева на входе в парогенератор (т.е. чем меньше количество дополнительного топлива), тем ниже удельный расход топлива, но, естественно, и меньше мощность ПГУ, так как снижается расход пара и, следовательно, мощность паровой турбины.

Рис. 1 - Удельный расход топлива нетто, мощность ПГУ и расход пара в паросиловой части в зависимости от температуры газов на входе в парогенератор.

Спроектированная бинарная парогазовая установка сначала 750 [1], а затем и 800 МВт [4] (ПГУ – 800) включала в себя две газовые турбины типа ГТЭ – 150, два корпуса котла, установленные за каждой газовой турбиной, и одну паровую турбину типа К –500. Система регенерации паровой турбины состояла только из одного смешивающего подогревателя низкого давления.

Принципиальная схема ПГУ показана на рисунке 2.

Продукты сгорания от каждой турбины (в количестве около 680 кг/с) с температурой 430 – 520 С и содержанием кислорода примерно 14 – 15,5 % поступают в основное горелочное устройство, где подогреваются до температуры примерно 840 – 850 С при сжигании в их среде природного газа. Газы, имеющие такую температуру, направляются в котел, где охлаждаются до 125 С. При выборе параметров пара рассматривались 4 МПа и 540 С без промперегрева (более высокие давления без промперегрева приводят к недопустимой влажности для последних ступеней турбины), МПа, 540/540 С и 24 МПа, 540/540 С. Паропроизводительность двух корпусов котла составляет 1150 т/ч, расчетная температура свежего пара 5С, вторичного пара 545 С, давление свежего пара 13,8 МПа.

Рис. 2 - Тепловая схема ПГУ.

1 — ГТУ; 2 — парогенератор; 3 — паровая турбина; 4 — конденсатор; 5 — смешивающий ПНД; 6 — подвод топлива.

При выбранных условиях обеспечивались следующие показатели ПГУ:

Таблица 1.

Начальная температура газов, С Показатели 950 1100 12Мощность двух ГТУ, 270 350 3 Nгту, МВт К.П.Д. ГТУ, % 29 31,5 35,Мощность паровой турбины, 450 450 1 Nпт, МВт Мощность ПГУ, Nпгу, МВт 720 800 5К.П.Д. ПГУ, % 44 47 Отношение Nгту / Nпгу 0,338 0,438 0,6 Для последнего столбца с заключительной модификацией ГТЭ-1сжигание топлива перед котлом отсутствует.

Наряду со схемой, котел – утилизатор являлся новым для отечественной промышленности оборудованием, требовавшим специальной разработки. Для ПГУ был проработан прямоточный котел с промежуточным перегревом пара не имевший аналогов в мировой практике. [2].

При разработке ПГУ – 800 были подробно исследованы особенности регулирования ее нагрузки.

Для парогазовой установки с высокой долей газотурбинной мощности [2,3] характерно небольшое отношение паропроизводительности котла к расходу продуктов сгорания (0,24 вместо 1,1 в котле паротурбинного блока), а также ограничение изменений расхода продуктов сгорания через котел при частичных нагрузках. путем регулирования входного направляющего аппарата (ВНА) компрессора, его производительность может снижаться на 20 – 30 %.

Наиболее экономичным способом снижения нагрузки при сжигании перед котлом дополнительного топлива является уменьшение нагрузки котлов и паровой турбины при сохранении нагрузки газовых турбин в диапазоне 100 – 60 % при уменьшении количества топлива сжигаемого перед котлами и температуры газов на входе в них.

Сброс продуктов сгорания газовой турбины в котел позволяет проводить начальные пусковые операции паротурбинной установки без сжигания перед котлом дополнительного топлива.

При работе ГТУ на номинальном режиме (начальная температура 11С, ВНА открыт, расчетный расход газов ) при производительности котла D = 0,5 D ном. в прямоточном режиме может вырабатываться перегретый до 4С пар полного давления. Температура перегретого пара снижается при постоянной температуре газов на входе в котел с ростом паропроизводительности, а также при подключении промежуточного перегревателя и закрытии ВНА. При этом закрытие ВНА обеспечит те же уровни температур при пониженных на 20 – 25 % расходах пара. На практике повышение температуры перегрева до требуемого по условиям пуска уровня целесообразно осуществлять с помощью основных горелок котла, обеспечивая независимость растопки котла от нагрузки ГТУ.

Для работы паросиловой части ПГУ в автономном режиме, т.е. при остановленной ГТУ, можно обеспечить такой же расход, состав и температуру газов за котлом, как и при работающей ГТУ, а для предварительного подогрева поступающих в котел на автономном режиме газов (окислителя) до температуры 450 – 520 С использовать блок дополнительных горелок, аналогичных по конструкции основным горелкам котла. Повышение экономичности блока в автономном режиме может быть достигнуто рециркуляцией на вход в котел части уходящих газов, доля которых может быть принята из условия сохранения на входе в основные горелки такого же количества кислорода, как и за ГТУ.

При работе над проектом ПГУ – 800 был проработан вариант без дожигания топлива перед котлами – утилизаторами с соответствующим упрощением паровой части. Полученные при этом показатели приведены в третьем столбце таблицы 1.

Хотя ПГУ – 800 не была реализована, опыт работы над ней позволил обосновать технические решения и тепловую схему теплофикационной ПГУ мощностью 450 МВт (ПГУ-450Т) для Северо-Западной ТЭЦ СПб, открывшей дорогу для широкого внедрения бинарных ПГУ с высокой долей газотурбинной мощности в отечественной энергетике [5].

Принципиальная тепловая схема ПГУ-450Т представлена на рисунке 3.

ПГУ состоит из двух газотурбинных установок ГТЭ-160 со своими котламиутилизаторами, в которых вырабатывается пар, расширяющейся затем в общей теплофикационной паровой турбине типа Т-150-7.7. Паровая регенерация в турбоустановке отсутствует [5]. Давление деаэрации конденсата принято равным давлению пара в контуре низкого давления. На Северо-Западной ТЭЦ была предусмотрена возможность работы установки в режиме ГТУ-ТЭЦ с использованием всего выработанного в котлахутилизаторах пара в пиковых бойлерах.

В головной ПГУ были использованы вертикальные котлы-утилизаторы с принудительной циркуляцией в испарительных контурах высокого и низкого давления. Паропроизводительность контура высокого (8 МПа) давления составляет 242 т/ч, низкого (0,65 МПа) давления - 56 т/ч.

Паровая турбина выполнена двухцилиндровой с четырьмя регулируемыми теплофикационными отборами пара. Пар высокого давления с номинальной температурой 510 С вводится в середину совмещенного цилиндра ВД/СД, пар низкого давления поступает в турбину с температурой 195 С.

Для обоснования схемных решений и технологии эксплуатации ПГУ450 были разработаны математические модели и проведено моделирование статических и динамических характеристик ПГУ на конденсационных и теплофикационных режимах.

Тепловая схема ПГУ-450Т была разработана таким образом, чтобы обеспечить любое сочетание электрической и тепловой (от максимального значения до полного ее отсутствия) нагрузок.

Максимальный отпуск тепла(А) обеспечивается из подогревателей сетевой воды ПСВ-3 и ПСВ-4 при остановленной паротурбинной установке, удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении составляет более 750 кВт ч/Гкал. Полный регулировочный диапазон нагрузок зависит от нижних пределов нагрузки котла-утилизатора (определяемой его надежностью) и паровой турбины (определяемой параметрами пара), а также режима эксплуатации паросиловой части блока (при постоянном или скользящем давлении). Нормальным является режим скользящих параметров пара. Пределы рабочего давления пара за котлами были приняты: в контуре ВД от 4,0 до 8,6 МПа; в контуре НД от 0,45 до 0,9 МПа. Верхний предел температуры пара ВД перед турбиной 550°С.

Рис. 3 - Принципиальная схема ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга.

1 — ГТУ; 2 — котел-утилизатор; 3 — деаэратор; 4 — цилиндр высокого давления паровой турбины; 5 — цилиндр низкого давления паровой турбины; — конденсатор; 7 — градирня; 8 — конденсатные насосы первой ступени; 9 — конденсатные насосы второй ступени; 10 — блочная обессоливающая установка; 11 — питательные насосы низкого давления; 12 — питательные насосы высокого давления; 13 — барабан высокого давления (БВД); 14 — барабан низкого давления (БНД); 15 — основной горизонтальный бойлер; 16 — пиковый вертикальный бойлер; 17 — система подготовки подпиточной воды теплосети Изменение нагрузки в диапазоне 60-100% производится регулированием положения ВНА.

Если при пуске блока задается нагрузка не более 50% номинальной, целесообразно пускать одну ГТУ, а вторую ГТУ включать только тогда, когда будет задана нагрузка более 50% номинальной.

На рисунке 4,(а) представлена область тепловых и электрических нагрузок, покрываемая ПГУ-450Т, а на рисунке 4, (б) она конкретизирована для температуры наружного воздуха: -2,2°С.

Минимальная теплофикационная нагрузка составляет около 51 Гкал/ч, при которых еще возможна вакуумная деаэрация подпиточной воды. Внутри замкнутой области нанесены линии работы паровой турбины с открытой (D = 100%) и закрытой ( D = 0%) диафрагмой.

Рис. 4, а - Сводная диаграмма режимов Рис. 4, б - Диаграмма режимов работы ПГУработы ПГУ-450Т: цифры на граничных 450Т при температуре наружного воздуха линиях обозначают температуру минус 2,2°С наружного воздуха, С Одна и та же тепловая нагрузка может покрываться различными способами и составами работающего оборудования. При работе одной, а не двух ГТУ в зоне перекрытия нагрузок удельные расходы условного топлива снижается примерно на 10% [около 30 г/(кВт•ч)] (рис. 5).

Рис. 5 - Зависимость удельного расхода условного топлива от электрической мощности ПГУ при включении одной (1) и двух (2) ГТУ при температуре наружного воздуха 15°С:

—— конденсационный режим; -------- теплофикационный режим Максимальные электрические нагрузки ПГУ достигают 450 МВт, тепловые 460 Гкал/ч.

Расчеты режимов работы ПГУ-450Т, выполненные с помощью математической модели, позволили уточнить технические решения по схеме ПГУ, алгоритмам управления и еще на проектной стадии выявить оптимальные составы и нагрузки оборудования в зависимости от внешних условий и оптимизировать распределение нагрузок между блоками СевероЗападной ТЭЦ.

Для изучения динамических свойств ПГУ-450Т и отработки технологии изменения нагрузки, пусков и остановов, а также для изучения поведения ПГУ в аварийных режимах была разработана управляемая математическая модель динамики блока, позволяющая в режиме реального времени изучать реакции элементов ПГУ на воздействия регулирующих и защитных органов управления и получать динамические характеристики для разработки систем автоматического управления.

При исследованиях динамики главное внимание уделялось котламутилизаторам, которые, являясь связующими звеньями между ГТУ и паровой турбиной, определяют маневренные характеристики блока. Принципиальная схема котла-утилизатора представлена на рисунке 6.

Рис. 6 - Принципиальная схема котла ПГУ-450Т:

1 - пароперегреватель высокого давления; 2 - испаритель высокого давления; 3 - экономайзер высокого давления; 4 - пароперегреватель ниткого давления; 5 - испаритель ниткого давления; 6 - газовый подогреватель конденсата; ГПЗ - главная паровая задвижка; БРОУ ВД - быстродействующая редукционно-охладительная установка высокого давления; РУ НД редукционное устройство низкого давления; ПН ВД и ПН НД - питательные насосы высокого и низкого давления соответственно; ЦН ВД и ЦН НД - циркуляционные насосы высокого и низкого давления; РЦН - рециркуляционные насосы Изменение параметров в паросиловой части блока в математическом эксперименте при скачкообразном возмущении одновременно на две ГТУ без использования пускосбросных устройств высокого и низкого давления (БРОУ ВД и БРУ НД) иллюстрируется рисунком 7.

а) б) в) г) Рис. 7 Изменение основных параметров ПГУ-450Т при возмущении нагрузкой ГТУ (№1):

а - изменение параметров за котлом-утилизатором № 1; б - изменение расходов пара за котлом-утилизатором № 2; в - изменение параметров в паровой турбине; г - температура пара ВД перед турбиной и давление в барабанах котлов;

1 - расход газов перед котлом-утилизатором; 2 - температура газов перед котломутилизатором; 3 - температура пара ВД за котлом-утилизатором; 4 - расход пара ВД за котлом-утилизатором; 5 - расход пара НД за котлом-утилизатором; 6 - температура пара НД перед турбиной; 7 - мощность турбины, МВт; 8 - расход пара ВД перед турбиной, кг/с; 9 - давление пара ВД перед турбиной, МПа; 10 - расход пара НД перед турбиной, кг/с; 11 - давление пара НД перед турбиной, МПа; 12 - температура пара ВД перед турбиной; 13 - 14 - давление пара в барабанах ВД и НД соответственно Из математического эксперимента следует, что в диапазоне действия ВНА температурное состояние паровой турбины, котлов-утилизаторов и паропроводов не изменяется, т.е. скорость разгрузки паровой турбины может составлять 9-10 МВт/мин.

Моделирование других динамических воздействий, режимов различных пусков и остановов, а также статических режимов при разных нагрузках и температурах наружного воздуха и различных сочетаниях работающего оборудования позволило обнаружить многие новые эффекты и подготовиться к наладке, освоению и эксплуатации головной ГТУ.

На основе этих исследований [5, 12, 13] при разработке технологических схем были предусмотрены мероприятия (применение электрифицированной арматуры, устройство на основных запорных органах байпасов малого диаметра с регулируемой арматурой, организация контроля состояния оборудования и протекания технологических процессов), обеспечившие полную автоматизацию ПГУ с иерархическим логическим и непрерывным управлением [14].

Чтобы избежать опасности взрывов, наблюдавшихся при эксплуатации некоторых ГТУ в тракте установленных за ними теплообменных аппаратов, предусматривают перед подачей и зажиганием топлива продувки этих трактов. Негативное воздействие вентиляции на состояние котла-утилизатора при пуске из горячего состояния, когда в парогенерирующих контурах сохраняется избыточное давление, было обнаружено при математическом моделировании. При выбеге ротора ГТУ после останова и при последующих прокрутках коллектор интенсивно охлаждается. Быстрый прогрев при пуске вызывает в нем повышенные термические напряжения. Для оптимизации режимов продувок котлов, их эффективность и влияние на температурное состояние деталей котлов – утилизаторов были исследованы экспериментально [15].

Расчетные показатели ПГУ-450Т при температуре наружного воздуха минус 2,2С приведены в таблице 3. При работе с полной тепловой нагрузкой (354 Гкал/ч, таблица 3) выработка электроэнергии на тепловом потреблении составляет 1260 квт.ч/Гкал, коэффициент использования топлива 88 %, а электрический КПД по полному расходу топлива 45,7 %. По результатам испытаний разработаны энергетические характеристики ПГУ, устанавливающие связь между показателями (КПД, электрической и тепловой нагрузкой), режимами (расходом топлива, положением входного направляющего аппарата) и наружными условиями (температурой наружного воздуха и барометрическим давлением.

Характеристики переменного режима ПГУ-450Т иллюстрируются рисунком 8.

Рис. 8- Характеристики переменного режима ПГУ-450Т.а — регулировочный диапазон мощности ПГУ; б — зависимости КПД ПГУ от нагрузки в конденсационном режиме; 1 — в работе одна ГТУ; 2 — в работе две ГТУ; 3 — зона перехода с полублочного режима на работу с двумя ГТУ и наоборот.

Таблица 3. Расчётные показатели ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ СПб.

Состав оборудования Число работающих ГТУ 2 1 2 1 2 Число работающих КУ 2 1 2 1 2 Паровая турбина в работе остановлена в работе Теплофикационная установка в работе отключена Конденсатор в работе отключен в работе Показатели Мощность ГТУ, МВт 332 166 332 166 332 1Мощность паровой турбины, МВт 114 58 0 0 165 Мощность ПГУ, МВт 446 224 332 166 497 2Выработка тепла, Гкал/ч 354 170 463 231 - - Отношение Nэл/Qтепла, % 1,089 1,13 0,617 0,62 - - Коэффициент использования тепла 88,0 86,5 89,3 89,1 51,0 51,топлива, % Отношение Nэл/Qтопл, % 45,7 45,9 34,0 34,0 51,0 51,Удельный расход условного 141,6 141,5 137,8 138,0 241,3 239,топлива, г/кВт·ч В пределах регулировочного диапазона КПД ПГУ (рисунок 8, б) составляет 45-50% и остается более высоким, чем на паровых энергоблоках сверхкритического давления.

При глубоких разгрузках целесообразно останавливать одну ГТУ. КПД остающегося в работе полублока при половинной нагрузке ПГУ близок к 50%, а при его разгрузке до 130 МВт (меньше 30% номинальной мощности ПГУ) - всё ещё выше 45%. При этом паровая турбина остается в работе, а остановленный котел-утилизатор может поддерживаться в горячем резерве и пускаться в темпе разворота и нагружения ГТУ.

Сегодня все оборудование для ПГУ-450Т производится в РФ. В стране построены и эксплуатируются восемь ПГУ-450Т. Накопленный при эксплуатации опыт использовался для их совершенствования.

Для Калининградской ТЭЦ-2 была разработана конструкция горизонтального котла-утилизатора, предназначенного для открытой компоновки. Поверхности нагрева котла-утилизатора были изготовлены из труб с просечным оребрением, которые обладают большей теплопередающей способностью по сравнению с трубами с гладким спиральным оребрением. В испарителях горизонтальных котлов осуществляется естественная циркуляция среды без циркуляционных насосов. Для повышения экономичности блока при частичных нагрузках и повышения надежности в пусковых режимах в ПГУ использованы питательные насосы с гидромуфтами.

ПГУ-450Т ТЭЦ-27 «Мосэнерго» деаэраторы и группы насосов низкого давления заменены деаэрирующими устройствами в барабанах низкого давления котлов-утилизаторов. Это позволило упростить схему и направить в турбину расход пара низкого давления ранее поступавшего на деаэрацию конденсата. Мощность паровой турбины в результате увеличивается на 0,МВт, а температура уходящих газов снижается на 3,3С.

Использованные в ПГУ-450Т технические решения и технология эксплуатации стали стандартными для отечественных ПГУ мощностью 40, 80, 90, 120, 130, 230 и 325 МВт. В настоящее время уже эксплуатируются более 15 ПГУ, схемы которых аналогичны ПГУ-450Т, и более 20 находятся в стадии проектирования и строительства.

Опыт создания и освоения ПГУ-450Т позволил разработать и ввести в действие четыре отраслевых стандарта на условия поставки, организацию эксплуатации и технического обслуживания ПГУ, а также нормы и требования к парогазовым и газотурбинным установкам.

Третья глава посвящена исследованию возможностей повышения экономичности тепловых электростанций превращением действующих паротурбинных установок в парогазовые путем их надстройки газовыми турбинами [16].

Анализ газотурбинных надстроек выполнен на основе критериев, базирующихся на технических ограничениях:

возможности реализации схемы в условиях конкретно рассматриваемой электростанции;

теплотехнической эффективности схемы;

необходимости и длительности реконструкции основного оборудования;

эксплуатационной гибкости и надежности модернизированного блока.

В зависимости от того, как осуществляется связь газовой турбины с паросиловой установкой, схемы газотурбинных надстроек можно разделить на паровые и водяные. В паровых схемах используются котлы-утилизаторы, в которых вырабатывается пар одного или двух давлений, направляемый в соответствующую точку паротурбинного цикла. В водяных схемах используются газоводяные теплообменники для нагрева питательной или сетевой воды.

Схемы парогазовых установок, анализ которых выполнен в работе, базировались на конкретных действующих или спроектированных ГТУ.

Из большого разнообразия паровых схем газотурбинных надстроек в работе рассмотрены:

подвод пара от котла-утилизатора в холодную линию системы промперегрева;

подвод пара от котла-утилизатора в горячую линию системы промперегрева;

подвод пара от котла-утилизатора в линию свежего пара;

подвод пара от котла-утилизатора в перегреватель котла надстраиваемого блока;

подвод пара от котла-утилизатора в систему регенерации паровой турбины надстраиваемого блока.

Принципиальные схемы энергоблоков с газотурбинными надстройками, выполненными по паровой схеме, представлены на рисунке 10.

Рисунок 10 - Паровые схемы газотурбинных надстроек:

а — подвод пара в холодную линию системы промперегрева; б — подвод пара в горячую линию системы промперегрева; в — подвод пара в линию свежего пара; г — подвод пара в промежуточную точку парового тракта котла; d — вытеснение регенерации паровой турбины паром из котла-утилизатора; 1 — газовая турбина; 2 — горелки котла-утилизатора; 3 — котелутилизатор; 4 — котел надстраиваемого блока; 5 — паровая турбина; 6 — конденсатор; 7 — ПНД;

8 — ПВД; 9 — дымовая труба; Т — топливо, В — воздух, Г — газы Первая схема (рисунок 10, а) рассматривалась для комбинаций газовой турбины ГТЭ-115 с энергоблоками, оснащенными паровыми турбинами К170-12,75, К-215-12,75, К-300-23,5, а также комбинации газовой турбины ГТЭ-150 и К-300-23,5. Термодинамически схема достаточно эффективна.

Максимальный эффект достигается при надстройке энергоблока мощностью 170 МВт. Однако добавление в тракт энергоблока пара, поступающего из котла-утилизатора, приводит к уменьшению паропроизводительности и тепловой нагрузки котла энергоблока при номинальном расходе пара через промперегреватель. Для обеспечения номинальной температуры промперегрева, требуется реконструкция котла. Кроме этого, значительное снижение расхода пара через ЦВД паровой турбины при полном расходе через ЦСД резко уменьшает теплоперепад на последних ступенях ЦВД и приближает режим их работы к вентиляционному, что снижает надежность работы паровой турбины и тепловую экономичность надстроенного энергоблока.

Идея второй схемы (рисунок 10, б) состоит в том, чтобы избежать реконструкции котла и обеспечить необходимую температуру промперегрева.

Однако для обеспечения номинальной температуры пара за котломутилизатором, соответствующей температуре промперегрева, в общем случае требуется сжигание дополнительного топлива перед котлом-утилизатором в среде отработавших в ГТУ газов.

Результаты исследования этой схемы при минимальном повышении температуры газов перед котлом-утилизатором (до 580°С) и различных комбинациях газовых и паровых турбин показывают, что по тепловой экономичности обе схемы очень близки. Однако во второй схеме уменьшение расхода свежего пара больше, чем в первой, т. е. больше и опасность попадания последних ступеней ЦВД в вентиляционный режим работы.

Стремление избавиться от вентиляционного режима естественным образом приводит к третьей схеме (рисунок 10, в) — подводу пара от котлаутилизатора в линию свежего пара. Для обеспечения температуры пара за котлом-утилизатором, соответствующей температуре свежего пара за котлом энергоблока, как и в предыдущей схеме, здесь в общем случае требуется дополнительное сжигание топлива перед котлом-утилизатором.

Анализ этой схемы был выполнен только для двух комбинаций: 1 х ГТЭ-150 + 2 х К-215-12,75 и 1 х ГТЭ-115 + 1 х К-300-23.5. При температуре газов перед котлом-утилизатором 580°С экономия топлива в первой комбинации турбин с одним контуром давления на пылеугольном блоке составляет 9,8 %, на газомазутном блоке — 7,8 %, во второй комбинации соответственно 7,8 % и 5,8 %, т. е. третья схема эффективнее второй. При устройстве второго контура давления для вытеснения ПНД экономия топлива в первой комбинации турбин возрастает на пылеугольном блоке до12,5 %, на газомазутном блоке — до 10,1 %, во второй комбинации — соответственно до 10,5 и 8,5 %.

Из рассмотренных схем последняя схема с контуром низкого давления является наиболее реальной в установках без промперегрева, а в установках с промперегревом ее реализация возможна при осуществлении дополнительных мероприятий для обеспечения необходимой температуры промперегрева.

Желание избежать сжигания дополнительного топлива перед котломутилизатором и сохранить достоинства предыдущей схемы приводит к четвертой схеме (рисунок 10, г). В энергоблоках СКД котел-утилизатор вырабатывает пар СКД с температурой примерно 450 °С, который подводится в котел после встроенной задвижки; в энергоблоках докритического давления котел-утилизатор вырабатывает насыщенный пар, который подводится в пароперегреватель котла надстраиваемого блока. Схема анализировалась применительно к блоку 300 МВт с одной и двумя газовыми турбинами ГТЭ115.

В варианте с одной газовой турбиной повышение экономичности пылеугольного блока составляет 10,4%, газомазутного блока — 8,5%, а суммарная мощность возрастает до 440 МВт. В варианте с двумя газовыми турбинами мощность блока возрастает до 542 МВт, а повышение экономичности пылеугольного блока составляет 13,2 %, газомазутного блока — 10,9 %. Анализ работы некоторых типов котлов блоков 300 и 200 МВт выявил предельные значения температуры промперегрева; они приведены в таблице 4.

Таблица 4.

Для этой схемы справедливы выводы по предыдущей схеме, кроме того в этой схеме значительно усложняется система регулирования надстраиваемого котла.

В настоящее время, используя ГТУ с высокой ( 600 °С) температурой, сохраняющейся или даже растущей при снижении нагрузки, можно реализовать схемы 2 – 4 без сжигания перед котлом – утилизатором дополнительного топлива и с несколько более высокой экономичностью.

Эта схема уступает схеме с газоводяными теплообменниками и имеет ряд технических недостатков.

В водяных схемах газотурбинных надстроек теплота сбросных газов ГТУ используется для вытеснения регенеративного подогрева питательной воды в паровой турбоустановке путем нагрева части расхода питательной воды в отдельных газоводяных теплообменниках (ГВП). Они могут быть разделены на два основных типа (рис. 11):

с автономными ГВП, установленными за газовыми турбинами, и сбросом газов после них в дымовую трубу (рис. 11, а);

с ГВП, встроенными в газовый тракт надстраиваемого котла, и сбросом газов после газовой турбины в горелки котла (рис.11, б; рис.11, в).

Существуют также комбинированные схемы, в которых осуществляется частичное охлаждение газов после газовой турбины в автономном ГВП, после чего газы сбрасываются в горелки котла.

Газотурбинная надстройка, реализованная по второй схеме, превращает паросиловую установку в парогазовую с дополнительным сжиганием топлива в паровом котле.

Подогрев части питательной воды в ГВП уменьшает отбор пара на ПВД и ПНД, в результате чего увеличивается расход пара через последние ступени турбины в конденсатор. С учетом этого, условием реализации водяных схем надстроек является ограничение расхода пара в конденсатор уровнем, не вызывающим его перегрузки.

Рисунок 11 - Водяные схемы газотурбинных надстроек:

а — с автономными ГВП высокого н низкого давления; б — со сбросом газов газовой турбины в котел и калориферным подогревом дутьевого воздуха; в — со сбросом газов газовой турбины в котел и с воздухоподогревателем; 10 — ГВП низкого и высокого давления; 11 — калориферы дутьевого воздуха; 12 — воздухоподогреватель; остальные обозначения см. рис. При нагреве питательной воды в автономных ГВП (схема а), установленных за газовыми турбинами, в энергетическом котле может использоваться любой вид топлива: газообразное, жидкое (мазут) или твердое. Может быть обеспечен нагрев питательной воды до температуры более высокой, чем это достижимо в ПВД и уменьшен тем самым расход топлива в надстраиваемом котле. При этом однако в котле могут возникнуть ограничения, связанные с обеспечением необходимой температуры промперегрева и надежностью некоторых элементов (экономайзера в барабанных котлах, экранов топки в котлах СКД). При анализе различных комбинаций, количества и типов газовых турбин с котлами для каждого рассматриваемого котла устанавливалось предельное значение температуры питательной воды, индивидуальное для каждого типа котла и вида топлива:

угля, мазута или природного газа.

Сравнение показателей надстроек свидетельствует о том, что:

выигрыш в экономичности надстроенного блока тем больше, чем ниже исходная экономичность надстраиваемого блока, с которой производится сравнение. Годовая экономия топлива на 1 МВт газотурбинной мощности для пылеугольных блоков почти в 2 раза больше, чем для газовых;

экономичность надстроенного блока повышается с увеличением доли газотурбинной мощности. При увеличении мощности ГТУ с 50 до 1МВт экономия топлива увеличивается на АШ с 6,5 до 10,4%, на мазуте – с 4,до 7,1 %, на газе – с 4,1 до 6,3%..

Из большого разнообразия типов котлов для блоков 300 МВт (5 типов газомазутных, 12 типов пылеугольных котлов) рассмотрены наиболее крайние по топливу (АШ, мазут, газ) и по выработанному ресурсу (ТПП210А, ТГМП-114 изготовлены в 60-е годы, ТГМП-344А изготовлены в 80-е годы).

При использовании газовой турбиной ГТЭ-150 в блоке с котлом ТПП210А выигрыш в экономичности составляет 15,6 %. Однако температура питательной воды при этом будет более 370 °С, что недопустимо для существующих котлов.

Схемы с одной ГТУ 150 МВт на 2хК-300-23,5, обеспечивающие допустимую температуру питательной воды, также дают большой выигрыш экономичности: вариант 1 х 13E + 2 x K-300-23,5 на АШ 9,3 %, на мазуте – 6,7%, на газе – 6,2%. При меньшей мощности ГТУ 1 х ГТЭ-115 + 2 х К-30023.5 на АШ 7,1 %, на мазуте – 4,8 %, на газе – 4,4 %.

Анализ газотурбинных надстроек блоков 200 МВт показал. что наибольший выигрыш дает использование ГТУ мощностью 50 МВт. При работе на газе он составляет 6,7%, на АШ – 9,2 %. Большой выигрыш дают также схемы с мощными ГТУ на 2-3 К 215: комбинация 1 х ГТЭ-115 + 2 х К215-12,7 на газе экономит 5,7% топлива, на АШ – 8,3%; комбинация 1 х ГТЭ150 + 3 х К-215-12,7 дает экономию топлива на газе 6,1 %, на АШ – 8,9 %.

Наибольший эффект при модернизации блоков с паровой турбиной 1МВт дают схемы с мощной ГТУ на 2-3 котла: комбинация 1 х ГТЭ-150 + З х К-170-12,7 дает экономию топлива на АШ – 13,9%, на мазуте – 11,1 %,, 1 х ГТЭ-115 + 2 х К-170-12,7 – 11,9% и 10 % соответственно.

Для оценки возможности применения схемы с автономными ГВП в работе выполнен анализ влияния температуры питательной воды на характеристики газомазутных и твердотопливных котельных агрегатов энергоблоков 150 — 300 МВт при работе паротурбинной установки с вытесненной регенерацией.

Для энергоблока 800 МВт с газомазутным котлом (ТГМП-204) показал, что в комбинированном режиме при полной нагрузке котла и диапазоне изменения температуры питательной воды 260 — 330°с обеспечиваются номинальные температуры свежего и вторичного пара, а надежность работы поверхностей нагрева при этом не ухудшается. Для блока 800 МВт рассматривалась надстройка с двумя газовыми турбинами 13Е или ГТЭ-150. Экономия топлива при сжигании природного газа достаточно велика – 11,2% в варианте с ГТЭ-150 и 14,0 % в варианте с газовыми турбинами 13Е. При сжигании мазута эффект от надстройки в последнем случае уменьшается до 10,7 % из-за необходимости повышения температуры воды перед ГВП НД для исключения его низкотемпературной коррозии.

На блоках 300 МВт максимальный эффект достигается в варианте с одной ГТЭ-115 без добавления воздуха от дутьевых вентиляторов. Экономия топлива в этом варианте составляет 10,3–10,4 %. Расход уходящих газов увеличивается при этом на 50–Максимальное повышение экономичности энергоблоков 200 и 150 МВт при применении экономичных ГТУ мощностью около 50 МВт также достигает 12 %.

Имеющийся опыт эксплуатации ПГУ выполненных по схемам со сбросом газов в топку котла свидетельствует об отсутствии проблем, связанных со сжиганием в их среде природного газа или мазута.

Сделанный в работе анализ показывает, что газотурбинная надстройка газомазутных и пылеугольных энергоблоков может быть выполнена по схеме с нагревом конденсата и питательной воды в автономных газоводяных подогревателях до температуры, превышающей температуру воды за ПВД без реконструкции котлов и без снижения их надежности.

Реализация в газомазутных блоках более экономичной газотурбинной надстройки, выполненной по схеме со сбросом газов газовой турбины в котел надстраиваемого блока, сопряжена с решением более сложных задач:

интеграцией газовых турбин с котлом и размещением газоводяных подогревателей в газовом тракте котла.

Различные схемы газотурбинных надстроек не равнозначны по воздействию на атмосферу. В схемах с вытеснением регенерации и автономным ГВП выбросы оксидов азота из газовой турбины и котла суммируются. В схеме со сбросом газов в котел оксиды азота газовой турбины и котла не суммируются, а наоборот, результирующая концентрация оксидов азота за котлом уменьшается по сравнению с автономной работой изза значительного снижения температуры горения в котле Анализ возможных технических решений по переоборудованию паровых электростанций в парогазовые позволяет сделать следующие выводы:

физически изношенное оборудование электростанций использующих природный газ, должно быть заменено бинарными ПГУ с экономичностью 50–60 %;

в качестве объекта для газотурбинных надстроек в первую очередь должны рассматриваться блоки 150 МВт, затем 200, 300 и 800 МВт;

при конкретном проектировании в первую очередь целесообразно рассматривать схемы со сбросом отработавших в ГТУ газов в котел;

на пылеугольных электростанциях, частично сжигающих природный газ возможны схемы с вытеснением регенерации автономными ГВП.

ПГУ со сбросом газов в топку котла была осуществлена с участием автора на газомазутном энергоблоке ГРЭС-24 (ныне энергоблок № Рязанской ГРЭС) [17]. Принципиальная схема надстроенного энергоблока представлена на рисунке 12 (новое оборудование и трубопроводы на ней выделены жирными линиями).

Рисунок 12- Принципиальная схема надстроенного энергоблока.

ГТУ — газотурбинная установка; Гпод — горелки подовые; КГ-ПЛ — клапан газовый плотный; КГ-1—КГ-5 — клапаны газовые; КВ-1, КВ-2 — клапаны воздушные; НА — направляющий аппарат; КФ — калорифер; РКД — регулирующий клапан давления конденсата в ГПК; РКК — регулирующий клапан температуры конденсата перед ГПК; РКБ — регулирующий клапан температуры конденсата перед деаэратором; РКП — регулирующий клапан расхода конденсата через ГПК; РКВ — регулирующий клапан расхода конденсата через ПВД; ТПН — турбопитательный насос; БН — бустерный нлсос; ХПП — холодная нитка промперегревателя;

ГПП — горячая нитка промперегревателя; КЭН ГПК — насос ГПК; КЭН-1 — конденсатные насосы I ступени; БОУ — блочная обессоливающая установка; КПУ — конденсатор пара уплотнений турбины; КЭН-2 — конденсатные насосы II ступени.

Остальные обозначения см. в тексте В комбинированном режиме РВП полностью отключаются по газовой и воздушной сторонам. Весь объем дымовых газов пропускается через ГПК.

В автономном режиме паровой части ГТУ отключается от котла по газам и конденсату ГПК, РВП подключаются по газам и по воздуху. Топливо подается только в штатные горелки, подовые горелки работающие в режиме с ГТУ по топливу отключаются.

При пуске котла для работы в комбинированном режиме до выхода ГТУ на холостой ход топливо в подовые горелки не подается, прогрев котла и паропроводов осуществляется теплом выхлопных газов ГТУ. Зажигание подовых горелок осуществляется после синхронизации генератора ГТУ с сетью. Без подачи в них топлива котел может обеспечить, предтолчковый прогрев, разворот и начальное нагружение паровой турбины.

Технико-экономические показатели надстроенного энергоблока и возможные технические ограничения определялись посредством сопряженного моделирования режимов котла П-74 и паротурбинной установки при мощности ГТУ (Nгту) 100; 75; 50 и 30 % номинального значения (NH0M).

Основные показатели надстроенного энергоблока при номинальной нагрузке ГТУ приведены в зависимости от расхода свежего пара при различной температуре наружного воздуха на рисунке 13.

0птимальным является режим работы энергоблока при постоянной номинальной мощности ГТУ и управлении его суммарной мощностью путем изменения расхода топлива в подовые горелки и мощности паровой турбины.

Минимальная нагрузка надстроенного энергоблока ограничивается кипением конденсата в ГПК, возможном при паропроизводительности ниже420 - 440 т/ч.

а ) б) Рис. 13 – Зависимости показателей ПГУ от расхода острого пара при N гту =100%.

а – зависимость удельного расхода условного топлива от расхода острого пара при различных температурах наружного воздуха (Nгту=100%); б – зависимость мощности ПГУ и ПТ от расхода острого пара при различных температурах наружного воздуха (Nгту=100%). Температура наружного воздуха tн.в, °С: 1,6 - -27; 2, 7 - -3,5; 3,8 - +15; 5,10 - +24,1.

Мощность паровой турбины при этом составляет 160 МВт, а КПД брутто при номинальной мощности ГТУ будет выше 47,5 %.

В четвертой главе изложены результаты парогазовых установк (ПГУ) с газификацией угля под давлением [19]. Энергетическая часть энергоблока представляет собой по бинарную парогазовую установку, выполненную без сжигания дополнительного топлива перед котлом – утилизатором.

Система газификации была разработана в двух вариантах - для парокислородного дутья и для паровоздушного дутья независимо от способа газификации.

В энергетической части ПГУ для паровоздушного дутья около 100 кг/с воздуха после компрессора отбирается на дутье в газификатор.

Давление его повышается в дожимающем компрессоре до ~ 3,2 Мпа.

Очищенный генераторный газ с теплотой сгорания 5630 кДж/кг и температурой около 500°С сжигается в камерах сгорания ГТУ.

Продукты сгорания, расширившиеся в газовой турбине, охлаждаются в котле-утилизаторе. В котл а х -утилизаторах вырабатывается пар двух давлений - высокого о параметрами за котлом 13,75 МПа, 520 °С и низкого с параметрами 0,4 МПа и 240-250 °С. Из ЦНД предусмотрен отбор пара на единственный в схеме смешивающий подогреватель, в котором конденсат подогревается до 65 °С и с такой температурой подается в контур низкого давления котла-утилизатора.

При применении кислородного дутья (рисунок 16) кислород для дутья вырабатывается на автономной кислородной станции. Учитывая, однако, возможные трудности согласования работы компрессора и турбины при добавке в камеру сгорания значительного массового расхода генераторного газа, проработана возможность питания кислородной станции воздухом из промежуточной ступени или выхода из компрессора. При этом азот, полученный при разделении воздуха, также сжимается и возвращается в цикл ПГУ.

Для схемы с газификацией на кислородном дутье в аппарате горнового типа температура генераторного газа на выходе невысока.

Вследствие этого в схеме отсутствуют газоохладитель и подвод пара от газоохладителя к паровой турбине. В остальном схема не отличается от схемы для паровоздушного дутья.

Если при воздушном дутье расходы пара высокого давления через паровую турбину мало зависели от способа газификации, то здесь они отличаются - 607 т/ч при газификации в потоке и 472 т/ч при газификации в насыпном слое.

При разработке ПГУ с газификацией были использованы данные по газотурбинной установке ГГЭ-200 с начальной температурой газов 1250°С, проект которой был выполнен ЛМЗ. Для сжигания низкокалорийных газов, полученных при газификации углей, были реконструированы пламенные трубы и горелки. камере сгорания этой ГТУ.

Рисунок 16- Принципиальная тепловая схема ПГУ-625 ГФ.

1 — воздухоразделительная установка; 2 — компрессор кислорода; 3 — компрессор азота; 4 — вентилятор азота; 5 — пусковой воздушный компрессор; 6 — расширительная воздушная турбина; 7 — система подачи угольной пыли в газификатор; 8 — система пылеприготовления; 9 — газификатор и радиационный газоохладитель; 10 — циклон- 11 —конвективный газоохлалитель; 12 – фильтр тонкой очистки; 13 — шлюз; 14 — отстойник; 15— контактный охладитель; 16 — система очистки топливного газа от серы; 17 — контактный нагреватель; 18 — дожимной компрессор; 19 – газотурбинная установка; 20- камера сгорания; 21 — котел-утилнзатор; 22 — паровая турбина: 23 - конденсатор; 24- конденсатные насосы I ступени; 25 - блочная обессоливающая установка; 26 - подогреватель низкого давления смешивающего типа; 27 — конденсатные насосы II ступени; 28 — питательные насосы.

При моделировании важнейших теплотехнических характеристик ПГУ для двух способов газификации: в плотном слое и в потоке на кислородном и на воздушном дутье среднегодовая мощность энергоблоков нетто составляет 640-700 МВт; летом 540-600 МВт; их КПД нетто 43,4 - 44,9 %, а экономия топлива по сравнению с паровым пылеугольным блоком сверхкритического давления от 10 до 13 % ПГУ с кислородным дутьем на 1,7 - 2,5 % менее экономичны, чем ПГУ с воздушным дутьем.

Дальнейшие исследования проводились в обоснование разработки ПТУ с кислородной газификацией сухой угольной пыли в потоке, достоинствами которой являются универсальность по видам и фракционности углей и большая единичная производительность газификаторов. Парогазовая установка рассчитана на Березовский бурый уголь с предельными влажностью 38 %, зольностью 7,4 % и теплотой сгорания 13,6 МДж/кг на рабочую массу Основой энергетического блока, как и ранее, является бинарная парогазовая установка, включающая две газотурбинные установки ГТЭ-200 с начальной температурой 1250 С, два котла-утилизатолра и одну паровую турбину мощностью около 330 МВт. Пар для неё вырабатывается в газификационной установке и котлах-утилизаторах, которые устанавливаются за газовыми турбинами и используют тепло их сбросных газов. Каждый котел-утилизатор содержит контур высокого давления, контур низкого давления и промперегреватель.

Кислород для газификатора производится в воздухо-разделительной установке Кт-70. Каждая газовая турбина обслуживается одним газификатором производительностью до 160 т/ч угольной пыли. Его прототипом является газификатор производительностью 35 т/ч, разработанный ГИАП и топливным институтом в г. Фрайберге (б. ГДР).

Газификатор для промышленной ПГУ состоит из реактора с расположенными вверху горелками, в котором в нисходящем пылегазовом факеле осуществляется процесс газификации угольной пыли с температурой в ядре факела 1800—2200 °С., и радиационного газоохладителя, в котором генераторный газ охлаждается до 700—900 °С. Обеспыленный топливный газ охлаждается обессеренным топливным газом до 150°С и далее до 40 °С водой в контактном теплообменнике, очищается от сероводорода и поступает в контактный нагреватель-сатуратор, где подогревается водой.

Реализации полноразмерной ПГУ должно было предшествовать создание и отработка опытно-промышленной установки меньшей мощности представлявшей собой ГТУ ТЭЦ на базе газовой турбины ГТЭ-110. Ее принципиальная схема состояла из двух ниток топливоподготовки, пылеприготовления и подачи угольной пыли в газификатор, в котором газификация угольной пыли осуществлялась в пылегазовом потоке на кислородном дутье под давлением 3 МПа при температуре 1680°С в режиме жидкого шлакоудаления. Сырой топливный газ охлаждался с 1680 до 900°С рециркулирующим холодным газом. После окончательной пылеочистки, охлаждения до 40°С и осушки сырого топливного газа часть его возвращалась в газификатор для охлаждения газа и отверждения жидкого шлакаа другая - направлялась в систему сероочистки. Чистый топливный газ (содержание пыли менее 10 мг/м3, отсутствие частиц более 10 мкм, содержание H2S менее 0,02%) нагревался до 350°С и подавался в камеру сгорания газотурбинной установки.

Отработавшие в ГТУ газы охлаждались в одноконтурном котелеутилизаторе, вырабатывающем пар с давлением 1,3 МПа и температурой 2°С для промышленного потребителя и теплофикационной установки (ТФУ).

В реактор газификатора на 1 кг угольной пыли подается 0,48 кг азота, 0,718 кислорода и 0,21 кг насыщенного пара при давлении 4 МПа.

Рассмотренные в диссертации разработки схем и оборудования для систем газификации на воздушном и кислородном дутье были новаторскими и не уступали по идейному и техническому уровню работам ведущих зарубежных фирм. Они сохраняют свою актуальность и сейчас и составляют подходящую основу для нового витка развития угольных ПГУ в России.

ВЫВОДЫ 1. На базе многофакторных исследований работоспособности выхлопных газов ГТУ в паросиловой части ПГУ обоснована для достижения их максимальной экономичности многоконтурность бинарных ПГУ и оптимизированы параметры пара в парогенерирующих контурах, сформулированы принципы конструирования парового контура, разработана, практически реализована и многократно проверена научно-обоснованная методология проектирования тепловых схем бинарных ПГУ. Разработанные с ее использованием технические решения стали типовыми для ПГУ мощностью от 40 до 450. Это позволило обосновать направления развития парогазовых установок на базе высокотемпературных газовых турбин для нового строительства и модернизации тепловых электростанций.

2..Моделирование режимов парогазовых установок различного типа, выполненные по оригинальным методикам, позволило исследовать статистические и динамические характеристики ПГУ и на их основе разработать технологии эксплуатации и технологические алгоритмы, которые обеспечили эффективное освоение и работу ПГУ с расчетными показателями, а также сформулировать технические требования к основному и вспомогательному оборудованию ПГУ для достижения высоких техникоэкономических показателей.

3. Проведенные на действующих ПГУ испытания позволили выяснить резервы для дальнейшего повышения их технического уровня.

Экспериментальные исследования теплообмена в пучках труб со спиральным ленточным оребрением позволили уточнить коэффициенты теплопередачи при расчёте поверхностей нагрева котлов-утилизаторов обеспечили высокую достоверность проектирования котлов. Экспериментальные исследовангия массообмена при предпусковых продувках газового тракта котла-утилизатора ПГУ позволили оптимизировать режим и продолжительность продувок и облегчить актуальные пуски ПГУ из горячего состояния.

4. Впервые предложено и подробно исследовано использование прямоточного котла–утилизатора в ПГУ утилизационного типа, и исследованы его теплогидравлические и режимные характеристики при комбинированной и автономной работе.

5. Впервые разработаны и исследованы тепловые схемы ПГУ со сбросом газов в энергетический котел на базе высокотемпературных ГТУ, их статические и динамические характеристики и технология эксплуатации, разработанные при надстройке блока мощностью 300 МВт на ГРЭС-24.

6. Впервые разработаны принципиальные решения по высокоэкономичной ПГУ с внутрицикловой газификацией угля, сохранившие актуальность до настоящего времени.

7. Разработан отраслевой стандарт на поставку бинарных ПГУ, устанавливающий технические требования к оборудованию. Сформулирован базовый объём разработки принципиальных и пусковых схем, обеспечивающий высокое качество и исключающий ошибки при проектировании парогазовой электростанции.

Основное содержание диссертации изложено в публикациях:

1. Чернецкий Н.С., Ольховский Г.Г., Березинец П.А. и др.

Парогазовая установка мощностью 750 МВт утилизационного типа на природном газе. Теплоэнергетика 1979, №11. С. 6-10.

2. Березинец П.А., Сотников И.А., Ершов Ю.А., Кондратьева Г.С.

Особенности работы прямоточного котла в составе парогазовой установки утилизационного типа мощностью 800 МВт. Теплоэнергетика 1985, №9.

С.24-27.

3. Сотников И.А., Ершов Ю.А., Чуканов А.Д., Березинец П.А., Щукин Е.В.Солодовников В.А. и др. Котел парогазовой установки мощностью 800 МВт. Теплоэнергетика 1988, №11. С.10-16.

4. Чернецкий Н.С., Ольховский Г.Г., Березинец П.А. и др.

Парогазовая установка мощностью 800 МВт для ГРЭС на природной газе.

Теплоэнергетика 1985, №9. С. 12-18.

5. Дьяков А.Ф., Березинец П.А., Васильев М.К. Гинсбург Г.В.,Грибов В.Б и другие. Теплофикационная парогазовая установка СевероЗападной ТЭЦ. Электрические станции. 1996., №7. С.11-16.

6. Березинец П.А., Ольховский Г.Г. Техническое перевооружение газомазутных ТЭС с использованием газотурбинных и парогазовых технологий. Теплоэнергетика 2001, №6. С.11-20.

7. Березинец П.А., Романов А.А. Парогазовые технологии для технического перевооружения и нового строительства ТЭЦ – основа повышения их эффективности. Сборник докладов курса «Совершенствование технологий и регулирования хозяйственной деятельности в области теплофикации для повышения её экономической эффективности при переходе к рыночным отношениям». М., ВТИ, 2004. С. 96-107.

8. Березинец П.А., Ольховский Г.Г. Техническое перевооружение газомазутных ТЭС с использованием газотурбинных и парогазовых технологий. Сборник докладов «Эффективное оборудование и новые технологии в Российскую тепловую энергетику» под ред. Ольховского Г.Г., ВТИ 2001. С. 77-88.

9. Березинец П.А., Механиков А.И., Амосов А.Ф., Семичасный Н.М., Кондратьева Г.С., Полянская И.Н. Коэффициент тепловой эффективности теплообменного пучка из оребренных труб. Теплоэнергетика 1987, №12. С.63-65.

10. Березинец П.А., Зоз В.Н., Курочкин А.И., Кондратьева Г.С., Крылова И.Н., Добренькова Н.Н. Теплообмен и аэродинамическое сопротивление в оребренных пучках котла парогазовой установки мощностью 800 МВт. Теплоэнергетика 1989, №12. С.47-49.

11. Щукин Е.В.Солодовников В.А., Бирюков А.Н., Белов В.А., Березинец П.А. Опытный котел П–79 с оребренными поверхностями нагрева.

Энергетик 1991, №9.С.8-10.

12. Дьяков А.Ф., Березинец П.А., Грибов В.Б., Комисарчик Т.Н., Костюк Р.И., Писковацков И.Н. Теплофикационная парогазовая установка Северо-Западной ТЭЦ Санкт – Петербурга. Статические характеристики.

Электрические станции. 1996, №12. С.19-16.

13. Березинец П.А, Крашенинников В.Г., Костюк Р.И. Динамические характеристики парогазовой установки Северо-Западной ТЭЦ Санкт – Петербурга. Электрические станции. 2001., №7. С.5-11.

14. Костюк Р.И., Биленко В.А., Радин Ю.А. АСУ ТП Северо_Западной ТЭЦ на базе ПТК Teleperm M E. Теплоэнергетика 1997, №10. С.8-15.

15. Березинец П.А, Костюк Р.И., Радин Ю.А., Писковацков И.Н., Лобач И.А., Чугин А.В. Определение продолжительности вентиляции котловутилизаторов ПГУ-450 Т. Энергетик 2003, №6.С.39-41.

16. Ольховский Г.Г., Чернецкий Н.С., Березинец П.А и др.

Модернизация энергетических блоков путем их надстройки газовыми турбинами. Электрические станции 1991, №7.С. 9-18.

17. Березинец П.А, Терёшина Г.Е., Крючкова Т.И. Надстройка энергоблока мощностью 300 МВт ГРЭС-24 газотурбинной установки ГТЭ110. Технические решения по тепловой схеме. Теплоэнергетика 2010, №2.

С.33-40.

18. Березинец П.А., Доверман Г.И. Технология эксплуатации энергоблока мощностью 300 МВт, надстроенного газовой турбиной ГТЭ-110.

Теплоэнергетика 2010, №9. С.2-6.

19. Ольховский Г.Г., Сучков С.И. и др. Разработка отечественной ПГУ с газификацией угля. Теплоэнергетика 2010, №2. С.19-26.







© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.