автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Разработка и исследование циклов, схем и режимов работы парогазовых установок

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, профессор кафедры «Паровых и газовых турбин» Института энергомашиностроения и механики ФГБОУ ВПО НИУ «МЭИ»;

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

Бродов Юрий Миронович - доктор технических наук, профессор, заведующий кафедрой «Турбины и двигатели» Уральского государственного технического университета.

Ведущая организация - ОАО «Институт Теплоэлектропроект».

Защита состоится " 07 " февраля 2013 г. в 14й2 часов на заседании диссертационного совета Д.222.001.01 при ОАО "Всероссийский дважды ордена Трудового Красного Знамени Теплотехнический научно-исследовательский институт" (ОАО "ВТИ") по адресу: Российская Федерация, 115280, г. Москва, ул. Автозаводская, 14.

С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке ОАО "ВТИ". Автореферат разослан декабря... 2012 г.

И.о. ученого секретаря диссертационного совета Д.222.001.01, заместитель председателя диссертационного совета, доктор технических наук, профессор А.Г. Тумановский

РОССИЙСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ

БИБЛИОТЕКА

2013

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Диссертация обобщает результаты выполненных автором исследований циклов, тепловых схем и работы спроектированных на их основе промышленных парогазовых установок (ПГУ), а также перспективных ПГУ.

Актуальность темы

Газотурбинные (ГТУ) 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 КПД ПГУ с ними - к 60 %.

По разработкам 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 600 паровых 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 нормами и требованиями к характеристикам и организации эксплуатации 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 термодинамического цикла паровой части и параметров пара в парогенерирующих контурах для достижения максимальной экономичности ill У.

• Создание методик для исследования режимов парогазовых установок различного типа для обоснования технологии эксплуатации и технических требований к оборудованию и других нормативных документов.

• Выбор путей модернизации действующих паровых энергоустановок с использованием в них тепла отработавших в ГТУ газов.

• Разработка технических решений и технологической схемы высокоэкономичной и экологически безопасной 111 У с внутрицикловой газификацией угля.

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

Научная новизна

Впервые исследована работоспособность выхлопных газов ГТУ в паросиловом цикле бинарных парогазовых установок и определено влияние их температуры, параметров пара, температурных напоров, 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 450 МВт, обеспечившие ее высокую надежность и эффективность.

Впервые исследованы статические и динамические характеристики ЛГУ и разработана технология эксплуатации бинарных 111 У с расчетными показателями.

Разработаны и реализованы усовершенствованные технические решения по сбросной схеме ill У с высокотемпературными ГТУ.

Впервые разработаны принципиальные решения по схеме и оборудованию 111 У с внутрицикловой газификацией угля в потоке на кислородном дутье на базе перспективной ГТУ.

Практическая ценность результатов работы заключается в обеспечении успешного освоения и эксплуатации с гарантированными параметрами и технико-экономическими показателями первых отечественных бинарных энергетических ПГУ, широком использовании этих результатов в проектах строящихся и осваиваемых в настоящее время 111 У и составлении на их основе отраслевых нормативных документов (СО 34.30.741-96, СТО 70238424.27.100.007-2008), направленных на повышение надежности и безопасности эксплуатации ПГУ.

Достоверность и обоснованность научных положений, методов, результатов исследований, выводов и практических рекомендаций, представленных в диссертации, подтверждается их широким использованием при проектировании и внедрении, а также многолетней эксплуатацией отечественных ПГУ.

Комплекс работ по созданию и освоению ПГУ-450Т в 2010 г. отмечен премией 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 всестороннего анализа предстоящих режимов их использования и расчетов статических и ди-

намических характеристик, результаты которых позволяют принять наилучшие решения по схемам и оборудованию.

3. При проведении анализов и расчетов целесообразно использовать установленные при этом закономерности (статические и динамические характеристики котлов-утилизаторов ПГУ, уточненные уравнения теплопередачи для спи-рапьно-оребренных труб, режимы и продолжительность массообмена при предпусковых продувках газового тракта котлов-утилизаторов и др.), общие принципы конструирования теплоутилизационных систем, результаты анализа работоспособности выхлопных газов в паросиловой части ПГУ и исследований различных циклов, а также схем парогазовых установок (принципиальные решения, моделирование режимов, технология эксплуатации ПГУ мощностью от 39 до 450 МВт) и их сравнение; технические решения при разработке и внедрении ПГУ сбросного типа на базе высокотемпературных ГТУ и для мощных ПГУ с газификацией угля.

Личный вклад соискателя состоит в инициировании технических решений, их разработке, 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 бинарной ПГУ мощностью 450 МВт (ПГУ-450Т), в реализованных проектах ПГУ мощностью 325, 230, 130, 39 МВт, в проекте сбросной ПГУ мощностью 420 МВт и перспективных проектах ПГУ с газификацией угля.

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, 1998 г.);

• на Международной конференции «Эффективное оборудование и новые технологии - в российскую тепловую энергетику» (Москва, 8-10 октября 2001 г.); -

• на 8-й Международной выставке «Уралэнерго-2002», Российский энергетический форум (Уфа, 2002 г.);

• на LVI научно-технической конференции по проблемам газовых турбин (Пермь, 2009 г.);

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

• на Конференции «Russia Power» (Москва, 25.03.2010 г.);

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

Публикации

По теме диссертации опубликовано 80 научных работ, в том числе 34 статьи в рецензируемых журналах, рекомендованных перечнем ВАК, кроме того, основные результаты исследований вошли в отраслевые нормативные документы и защищены шестью авторскими свидетельствами и пятью патентами РФ.

Структура и объем

Диссертация состоит из введения, четырех глав, общих выводов, списка литературы из 112 наименований, содержит 238 страниц машинописного текста, включая 77 рисунков, 26 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы, охарактеризовано общее состояние проблемы, сформулированы цель и 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 бинарных ПГУ.

Показано, что глубина охлаждения отработавших в ГТУ газов входит в противоречие с получением пара высокого давления и существует предельная для каждого давления пара и температуры газов производительность парогене-рирующего контура.

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

Показано, что повышение КПД парового цикла обеспечивается увеличением количества парогенерирующих контуров, но темп повышения КПД постепенно уменьшается с каждым дополнительным контуром. КПД увеличивается также при применении промежуточного перегрева пара. Давление за вторым парогенерирующим контуром при этом соответствует разделительному давлению пара, отбираемого на промперегрев; при использовании современных ГТУ (КПД = 39-40 %, температура выхлопных газов 600-650 °С) оптимальные параметры промперегрева составляют 3 МПа, 570 °С.

По результатам исследований показано, что наилучшее использовние работоспособности выхлопных газов ГТУ обеспечивается при максимальных значениях сопряжённых параметров пара высокого давления и промперегрева и минимальных температурных напорах в последующих парогенерирующих контурах, соответствующих рабочему процессу в паровой турбине.

Перспективная 111 У, сконструированная по этому принципу на базе современных ГТУ, будет иметь КПД выше 60 % и температуру уходящих газов ниже 90 °С.

Во второй главе рассмотрены бинарные ПТУ с котлами-утилизаторами.

Начатые в 1970-е годы работы ВТИ были ориентированы на разрабатывавшиеся тогда отечественными заводами мощные газотурбинные установки с температурой выхлопных газов 500 °С и более.

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 (ПТ) и все вспомогательное оборудование должны быть серийными или получены из унифицированного с минимальной реконструкцией;

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

С их учетом была разработана ПГУ с газовыми турбинами ГТ-150 JIM3, где сброс газов от каждой ГТУ осуществлялся в собственный котел-утилизатор.

Выбор серийной паровой турбины на параметры пара 13 МПа и 540/540 °С при значительной её мощности привел к необходимости повышения температуры газов на входе в котел-утилизатор 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.

6, г/ (кВт-ч)

14СС ** -

1*ГС

—-«ГС ^

ty*-iarc «ииоо-с

700 720 740 760 7В0 600 820 МО ТеМВС|Шу|В ПМ1II MIMIC ■ котел,*С

а)

б)

Рис. 1. Удельный расход топлива нетто (а), мощность ПГУ и расход пара (б) в паросиловой части в зависимости от температуры газов на входе в котел

Исключение регенеративного подогрева питательной воды приводит к уменьшению температуры уходящих газов, выигрыш от которого превосходит снижение термического КПД. Эта особенность влияет на условия работы паровой турбины, т. к. расходы пара через ее первые и последние ступени оказываются близкими.

Влияние подогрева газов перед котлом-утилизатором иллюстрируется рис. 1, на котором показаны зависимости удельного расхода топлива (Ь), расхода пара (Dnc) и мощности ПГУ (Miry) от температуры газов /г на входе в котел-

утилизатор. При различных значениях температуры уходящих газов 1ух и температурного напора в конце экономайзерного участка Д/,к видно, что чем меньше температура подогрева газов на входе в котел-утилизатор (т. е. чем меньше количество дополнительного топлива), тем ниже удельный расход топлива и меньше мощность Ш У, вследствие снижения расхода пара и, следовательно, мощности паровой турбины.

Спроектированная бинарная парогазовая установка сначала 750, а затем и 800 МВт (ПГУ-800) включала в себя две газовые турбины типа ГТЭ-150, два котла-утилизатора, 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 рис. 2.

2 2

Рис. 2. Принципиальная схема ПГУ-800: 1 - ГТУ; 2 - котел-утилизатор; 3 - паровая турбина; 4 - конденсатор; 5 - смешивающий ПНД; 6 - подвод топлива

Продукты сгорания от каждой турбины (в количестве около 680 кг/с) с температурой 430-520 °С и содержанием кислорода примерно 14-15,5 % по-

ступают 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-утилизатор, где охлаждаются до 125 °С. При выборе параметров пара перед турбиной рассматривались 4 МПа и 540 °С без промперегрева (более высокие давления без промперегрева приводят к недопустимой влажности в последних ступенях турбины), 13 МПа и 540/540 °С, 24 МПа и 540/540 "С. Для реализации проекта были выбраны параметры пара перед турбиной 13 МПа и 540/540 °С. Паропроизводительность двух котлов-утилизаторов составляет 1150 т/ч, расчетная температура свежего пара 545 °С, вторичного пара 545 °С, давление свежего пара 13,8 МПа.

При выбранных условиях обеспечивались следующие показатели ПГУ-800 (табл. 1):

Таблица 1

Показатель Начальная температура газов, °С

950 | 1100 | 1250

Мощность, МВт:

двух ГТУ 270 350 360

паровой турбины 450 450 180

ПГУ 720 800 540

КПД, %:

ГТУ 29 31,5 35,6

ПГУ 44 47 55

Доля мощности ГТУ в мощности ПГУ 0,338 0,438 0,667

В последнем столбце (см. табл. 1) приведены показатели ПТУ с заключительной модификацией ГТЭ-150, для которой сжигание топлива перед котлом не требуется.

Наряду со схемой котел-утилизатор являлся новым для отечественной промышленности оборудованием, требовавшим специальной разработки. Для 111 У при непосредственном участии соискателя был проработан прямоточный

котел с промежуточным перегревом пара, не имевший аналогов в мировой практике.

Для парогазовой установки с высокой долей газотурбинной мощности, к которой относилась ПГУ-800, характерно небольшое отношение паропроиз-водительности котла к расходу продуктов сгорания (0,24 вместо 1,1 в котле паротурбинного блока), а также ограничение диапазона изменения расхода продуктов сгорания через котел при частичных нагрузках т. к. посредством прикрытия входного направляющего аппарата (ВНА) компрессора ГТУ его производительность может снижаться только на 20-30 %.

Сброс продуктов сгорания газовой турбины в котел позволяет проводить пусковые операции паротурбинной установки без сжигания перед котлом дополнительного топлива. При работе ГТУ на номинальном режиме (начальная температура 1100 °С, ВНА открыт, расчетный расход газов) при производительности котла D = 0,5D„OM в прямоточном режиме может вырабатываться перегретый до 450 °С пар полного давления. Температура перегретого пара снижается при постоянной температуре газов на входе в котел с ростом паропроиз-водительности, а также при подключении промежуточного перегревателя и закрытии ВНА. При этом полное прикрытие 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.

Наиболее экономичным способом снижения нагрузки 111 У при сжигании перед котлом дополнительного топлива является уменьшение нагрузки котлов и паровой турбины при сохранении 100-60 % нагрузки газовых турбин и уменьшением количества сжигаемого перед котлами топлива и температуры газов перед ними.

Для работы паросиловой части 111 У 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 достигается 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 последнем столбце табл. 1.

В процессе проектирования котла-утилизатора ПГУ-800 был выполнен большой объём экспериментальных работ, в частности по уточнению теплообмена в пучках труб со спиральным оребрением и аэродинамике газоходов. Результаты этих работ изложены в публикациях и закреплены свидетельствами на изобретения. Для глубокого изучения процессов в прямоточном котле-утилизаторе был спроектирован и изготовлен аналог котла ПГУ-800 производительностью 35 т/ч (котёл П-79) для установки на Экспериментальной ТЭЦ ВТИ.

Хотя ПГУ-800 не была реализована, принятые по ней технические решения не потеряли актуальность и в настоящее время. Прежде всего, это относится к использованию конвективного прямоточного котла-утилизатора, пром-перегрева пара, смешивающего ПНД-деаэратора, горелочных устройств (разработка д-ра техн. наук Горбаненко А.Д. и канд. техн. наук Морозова О.В.). Глубокие расчётные исследования теплотехнических характеристик котла-утилизатора и 111 У в целом позволили разработать укрупнённую технологию эксплуатации ПГУ-800. Полученные знания исключили возможные ошибки при создании первой отечественной теплофикационной ПГУ мощностью 450 МВт (111 У-450Т) для Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга, открывшей дорогу для широкого внедрения бинарных 111 У с высокой долей газотурбинной мощности в отечественную энергетику.

Принципиальная тепловая схема ПГУ-450Т представлена на рис. 3. ПГУ состоит из двух газотурбинных установок ГТЭ-160 со своими котлами-утилизаторами, в которых вырабатывается пар, расширяющийся затем в общей теплофикационной паровой турбине типа Т-150-7,7. Давление деаэрации конденсата принято равным давлению пара в контуре низкого давления. На Северо-Западной ТЭЦ по инициативе соискателя была предусмотрена работа установки в режиме 1 "ГУ-ТЭЦ с использованием всего выработанного в котлах-утилизаторах пара в пиковых бойлерах.

Для головной ПГУ были выбраны вертикальные котлы-утилизаторы с принудительной циркуляцией в испарительных контурах высокого и низкого давления. В расчетных условиях (температура наружного воздуха минус 2,2 °С) паропроизводительность контура высокого (8 МПа) давления составляет 242 т/ч, низкого (0,65 МПа) - 56 т/ч.

Паровая турбина выполнена двухцилиндровой с тремя 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 ПГУ-450Т соискателем были инициированы разработки математических моделей и проведение расчетов 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 обеспечивается из подогревателей сетевой воды ПСВ-3 и ПСВ-4 при остановленной паротурбинной установке, удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении в этом режиме 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 эксплуа-

Рис. 3. Принципиальная схема ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга: I - ГТУ; 2 - котел-утилизатор; і - деаэратор; 4 - цилиндр высокого давления паровой турбины; 5 - цилиндр низкого давления паровой турбины; 6 - 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 полпиточной воды теплосети

тации паросиловой части блока (при постоянном или скользящем давлении). Нормальным является режим скользящих параметров пара. Пределы изменения 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.

Изменение нагрузки в диапазоне 60-100 % производится регулированием положения ВНА.

На рис. 4а представлена область тепловых и электрических нафузок, покрываемая ПГУ-450Т, а на рис. 4б она конкретизирована для температуры наружного воздуха минус 2,2 "С.

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

Ми* МВт

600

Мпг* МВт

-2,2

ч +8 •40 -14,7

---------

-2,2

-40 уГл +8

* 1 *С

/ / /^Л

*/ Л/ / // /

- 1 'Гг. & л. / N к У У

-'2 т, лт, 1Гл ц Ы ^ Г / / / 7ч/у К/

100 200

400 500

От, Гкял/ч

100 100 300 400 500

От. Гш/ч

Рис. 4а. Сводная диаграмма режимов работы ПГУ-450Т (цифры на граничных линиях обозначают температуру наружного воздуха, °С)

Рис. 46. Диаграмма режимов работы ПГУ-450Т при температуре наружного воздуха минус 2,2 °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 снижаются примерно на 10 % [около 30 г/(кВт ч)] (рис. 5).

N, МВт

Рис. S. Зависимость удельного расхода условного топлива от электрической мощности ПГУ при включении одной (]) и двух (2) ГТУ и температуре наружного воздуха 15 °С: --конденсационный режим;---------теплофикационный режим

Максимальная электрическая нагрузка ПГУ достигает 450 МВт, тепловая - 460 Гкал/ч.

Расчеты режимов работы ПГУ-450Т, выполненные с помощью математических моделей, 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 в дальнейшем оптимизировать распределение нагрузок между блоками Северо-Западной 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 котлам-утилизаторам, которые, являясь связующими звеньями между ГТУ и паровой турбиной, определяют маневренные характеристики блока. Принципиальная схема котла-утилизатора представлена на рис. 6.

УхОДЧЛИ*

Рис. 6. Принципиальная схема котла ПГУ-450Т: I - пароперегреватель высокого давления; 2 - испаритель высокого давления; 3 - экономайзер высокого давления; 4 - пароперегреватель низкого давления; 5 - испаритель низкого 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 рис. 7.

ц* II

=р 2

1 3 \ / і' і

і

I"

И

Ч іі

Т® Iі® 1® ®ЇГ® т® т®_

— Р= —

-Л— р= -м--- __ - Й

Вргмі. ч

в)

г------- - - ти

1- - —

-І-

а"

Т""1

"Т IV

ч»

{{ ІІІ

1— н 1 2 ( і

— 1 —

21 21 » 42 «I М

Время, мим

<

,—

т\ / ( 1

13 ч /

14

і-—

|

1 \ —

к—.

і _

(В Т Ф ф"й) та..... г®

21 2« 1» Время. мим

'"бГ

Рис. 7. Изменение основных параметров ПГУ-450Т при возмущении нагрузкой ГТУ: а - за котлом-утилизатором № 1; 6 - за котлом-утилизатором № 2; в - в паровой турбине; г - температуры пара ВД перед турбиной и давления в барабанах котлов; / - расход газов перед котлом-утилизатором; 2 - температура газов перед котлом-утилизатором; 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; 8 - расход пара ВД перед турбиной; 9 - давление пара ВД перед турбиной; 10 - расход пара НД перед турбиной; 11 - давление пара НД перед турбиной; 12 - температура пара ВД перед турбиной; 13,14 - давление пара в барабанах ВД и НД соответственно; Ф - обе ГТУ разгружены до 99,1 МВт каждая закрытием входных направляющих аппаратов; <2> - обе ГТУ разгружены до 89,1 МВт каждая уменьшением подачи топлива; ® - разгрузка каждой ГТУ до 50 МВт; ® - разгрузка каждой ГТУ от 16,6 МВт; ® - нагружение каждой ГТУ до 45,1 МВт восстановлением номинальной начальной температуры газов; © - нагружение каждой ГТУ до 166,1 МВт открытием входных направляющих аппаратов

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, температурах наружного воздуха и сочетаниях работающего оборудования позволило обнаружить многие новые эффекты и подготовиться к наладке, освоению и эксплуатации головной ГТУ.

На основе этих исследований при разработке технологических схем были предусмотрены мероприятия (организация контроля состояния оборудования и протекания технологических процессов), обеспечившие полную автоматизацию ПГУ с иерархическим логическим и непрерывным управлением.

Для исключения опасности взрывов газовоздушной смеси за ГТУ при её пуске требуется предпусковая вентиляция газового тракта перед зажиганием топлива в камере сгорания. Негативное воздействие вентиляции на состояние котла-утилизатора при пуске из горячего состояния, когда в парогенерирующих контурах сохраняется избыточное давление, было обнаружено при математическом моделировании. Во время вентиляции происходит конденсация пара в пароперегревателе и захолаживание его выходного коллектора. Затем при пуске происходит его прогрев с высокой скоростью, вызывая в нём повышенные термические напряжения.

Специальными опытами, инициированными соискателем, установлено, что регламентированные различными нормативными документами продолжительности вентиляции противоречивы и завышены, а это ограничивает маневренность ПГУ.

Расчетные показатели ПГУ-450Т при температуре наружного воздуха минус 2,2 °С приведены в табл. 2. При работе с полной тепловой нагрузкой (354 Гкал/ч) выработка электроэнергии на тепловом потреблении составляет 1260 кВт ч/Гкал, коэффициент использования тепла топлива 88 %, а доля элек-

Таблица 2

Расчётные показатели ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ СПб

Теплофикационная установка

Показатель в работе отключена

2ГТУ+ + 1ПТ 1ГТУ+ +1ПТ 2 ГТУ ІГТУ 2ГТУ+ + 1ПТ 1ГТУ+ +1ПТ

Мощность, МВт:

ГТУ 332 166 332 166 332 166

ПТ 114 58 0 0 165 84

ПГУ 446 224 332 166 497 250

Выработка тепла, ГкалУч 354 170 463 231 - -

Коэффициент использования тепла топлива, % 88,0 86,5 89,3 89,1 51,0 51,3

Удельный расход условного топлива, г/(кВтч) 141,6 141,5 137,8 138,0 241,3 239,8

Доля электроэнергии в отпускаемой энергии 0,52 0,53 0,38 0,38 1,0 1,0

троэнергии в отпускаемой энергии - 52 %. По результатам испытаний разработаны энергетические характеристики 111 У, 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 представлены на рис. 8.

а) б)

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

В пределах регулировочного диапазона КПД ПГУ (см. рис. 8, б) составляет 45-50 % и на нижней границе 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 затем пускаться в темпе разворота и нагружения ГТУ.

Сегодня все оборудование для ПГУ-450Т производится в Российской Федерации. В стране построены и эксплуатируются восемь ПГУ-450Т. Накопленный при эксплуатации Северо-Западной ТЭЦ 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 ореб-рением, 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 надежности в пусковых режимах в ПГУ использованы питательные насосы с гидромуфтами.

В ПГУ-450Т ТЭЦ-27 ОАО «Мосэнерго» деаэратор и группа 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 0,56 МВт, а температура уходящих газов снижается на 3,3 °С.

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 путем превращения их в парогазовые надстройкой газовыми турбинами.

Сравнение различных типов газотурбинных надстроек выполнено 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 параллельных 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 параллельные схемы:

• подвод пара от котла-утилизатора в холодную линию системы пром-перегрева;

• подвод пара от котла-утилизатора в горячую линию системы промпере-

грева;

• 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 рис. 9.

90

Рис. 9. Паровые схемы газотурбинных надстроек при подводе пара: о-в холодную линию системы промперегрева; б - в горячую линию системы промперегрева; в - в линию свежего пара; г - в промежуточную точку парового тракта котла; д - вытеснение регенерации паровой турбины паром из котла-утилизатора; I - газовая турбина; 2 - горелки котла-утилизатора; 3 - котел-утилизатор; 4 - котел надстраиваемого блока; 5 - паровая турбина; 6 - конденсатор; 7 - ПНД; 8 - ПВД; 9 - дымовая труба; Т - топливо; В - воздух; Г - газы

Первая схема (см. рис. 9, а) рассматривалась для комбинаций газовой турбины ГТЭ-115 с энергоблоками, оснащенными паровыми турбинами К-170-12,75; К-215-12,75; К-300-23,5, а также для комбинации 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 уменьшает надежность работы паровой турбины и тепловую экономичность надстроенного энергоблока.

Идея второй схемы (см. рис. 9, б) состоит в том, чтобы избежать реконструкции котла и обеспечить необходимую температуру промперегрева. Однако для обеспечения номинальной температуры пара за котлом-утилизатором, 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, но 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 (см. рис. 9, в) - подводу пара от котла-утилизатора в линию свежего пара. Для обеспечения температуры пара за котлом-утилизатором, соответствующей температуре свежего пара за котлом энерго-

блока, 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 - 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 до 12,5 %, на газомазутном - до 10,1 %, во второй комбинации - соответственно до 10,5 и 8,5 %.

Из рассмотренных схем последняя с контуром низкого давления является наиболее реальной в установках без промперегрева, а в установках с промпере-гревом ее реализация возможна при осуществлении дополнительных мероприятий для обеспечения необходимой температуры промперегрева из-за снижения расхода топлива в котел энергоблока.

Желание избежать сжигания дополнительного топлива перед котлом-утилизатором и сохранить достоинства предыдущей схемы приводит к четвертой схеме (см. рис. 9, 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 ГТЭ-115.

В варианте с одной газовой турбиной повышение экономичности пыле-угольного 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 пыле-угольного блока составляет 13,2 %, газомазутного - 10,9 %.

Для этой схемы справедливы выводы по предыдущей, однако здесь значительно усложняется система регулирования надстраиваемого котла.

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

В водяных схемах газотурбинных надстроек тепло 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. 10):

• с автономными ГВП, установленными за газовыми турбинами, и сбросом газов после них в дымовую трубу (рис. 10, а) - параллельная схема;

• с ГВП, встроенными в газовый тракт надстраиваемого котла, и сбросом газов после газовой турбины в горелки котла (рис. 10, б и в) - сбросная схема

! 1 1 1

«I1 1 £

1 1 4 > • 11

1 > т-1

Рис. 10. 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. 9

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 сбросной 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.

При нагреве питательной воды в автономных ГВП (схема а), установленных за газовыми турбинами, в энергетическом котле используется любой вид топлива: газообразное, жидкое (мазут) или твердое. Питательная вода может быть нагрета до температуры более высокой, чем это достижимо в ПВД, уменьшая тем самым расход топлива в надстраиваемом котле. При этом 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. 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 100 МВт

экономия топлива при надстройке парового энергоблока мощностью 300 МВт увеличивается на АШ с 6,5 до 10,4 %, на мазуте - с 4,6 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) соискателем рассмотрены наиболее крайние по топливу (АШ, мазут, газ) и выработанному ресурсу (ТПП-210А, ТГМП-114 изготовлены в 1960-е годы, ТГМП-344А - в 1980-е годы).

При использовании газовой турбины ГТЭ-150 в блоке с котлом ТПП-210А выигрыш в экономичности составляет 15,6 %. Однако температура питательной воды при этом превысит допустимый уровень для существующих котлов.

Схемы с одной ГТУ 150 МВт на 2 х К-300-23,5, обеспечивающие допустимую температуру питательной воды, также дают большой выигрыш экономичности: на АШ - 9,3 %, на мазуте - 6,7 %, на газе - 6,2 %; при меньшей мощности ГТУ (вариант 1 х ГТЭ-115 + 2 х К-300-23,5) - 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 две-три турбины: комбинация 1 х ГТЭ-115 + 2 х К-215-12,7 дает экономию топлива на газе 5,7 %, на АШ - 8,3 %; комбинация 1 х ГТЭ-150 + + 3 х К-215-12,7 - на газе - 6,1 %, на АШ - 8,9 %.

Наибольший эффект при модернизации блоков с паровой турбиной 150 МВт дают схемы с мощной ГТУ на 2-3 котла: комбинация 1 х ГТЭ-150 + + 3 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 при работе паротурбинной установки с вытесненной регенерацией.

Для энергоблока 800 МВт с газомазутным котлом (ТГМП-204) 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 этого блока рассматривалась надстройка с двумя газовыми турбинами мощностью по ISO МВт. Экономия топлива при сжигании природного газа достаточно велика и составляет 11,2-14,0 % в зависимости от показателей используемых ГТУ. При сжигании мазута наибольший эффект от надстройки 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 на 50-55 %.

Максимальное повышение экономичности энергоблоков 200 и 150 МВт при применении ГТУ мощностью около 50 МВт достигает 12 %.

Проведенный 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 до уровня, допускающего эксплуатацию котлов без снижения их надежности.

Реализация в газомазутных блоках более экономичной газотурбинной надстройки 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.

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

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 из-за значительного снижения температуры горения в котле.

В выводах по главе приводится ранжированный по экономии топлива список типов надстроек, рассчитанный для блока 300 МВт, надстраиваемого газотурбинной установкой ГТЭ-110 (табл. 3).

Таблица 3

Тип ГТ-надстройки Удельный расход усл. топл., г/(кВтч) Экономия по сравнению с исходным блоком,%

Сбросная схема 276,5 10,4

Параллельные схемы:

с выработкой слабо перегретого пара и подачей его в пароперегреватель надстраиваемого котла + подогрев основного конденсата 281,3 8.5

с подогревом питательной воды до 330 °С и подачей её в надстраиваемый котёл 285,3 7,2

с выработкой пара с параметрами холодного промперегрева и подачей его в надстраиваемый котёл 289,0 6,0

с выработкой перегретого пара и подачей его в паровую турбину 289,6 5,8

с выработкой пара с параметрами горячего промперегрева и подачей его в надстраиваемый котёл 290,0 5,2

с подогревом питательной воды до номинального значения заПВД 296,6 3,5

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 111У с экономичностью 50-60 %;

• в исключительных случаях в качестве объекта для газотурбинных надстроек в первую очередь должны рассматриваться блоки 150 МВт, затем 200, 300 МВт по схеме со сбросом отработавших в ГТУ газов в котел;

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

ЛГУ со сбросом газов в топку котла была инициирована и осуществлена с участием соискателя на газовом энергоблоке ГРЭС-24 (ныне энергоблок № 7 Рязанской ГРЭС) - паросиловой части МГДЭС-500. Принципиальная схема надстроенного энергоблока представлена на рис. 11 (новое оборудование и трубопроводы на ней выделены жирными линиями).

Особенностью реконструкции энергоблока является сохранение штатной системы горелочных устройств и РВП.

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 только 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, а зажигание подовых горелок - после синхронизации генератора ГТУ с сетью. Без подачи в них топлива котел может обеспечить предтолчковый прогрев, разворот и начальное нагружение паровой турбины.

Технология эксплуатации надстроенного блока была разработана соискателем на базе математического моделирования статических и динамических режимов.

Технико-экономические показатели надстроенного энергоблока и возможные технические ограничения определялись посредством сопряженного моделирования режимов котла П-74 и паротурбинной установки при мощности ГТУ (Nny) 100; 75; 50 и 30 % номинального значения (JV„0M).

І 1У - газотурбинная установка ГТЭ-IIO; Г^ - 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 - турбо-питательный насос; БН — бустерный насос; ХПП - холодная нитка промперегревателя; ГТ1П - горячая нитка промперегревателя; КЭН ГПК - насос ГПК; КЭН-1 - конденсзтные насосы I ступени; БОУ - блочная обессоливающая установка; КПУ - конденсатор пара уплотнений турбины; КЭН-2 - конденсзтные насосы II ступени

Основные показатели надстроенного энергоблока при номинальной нагрузке ГТУ приведены в зависимости от расхода свежего пара при различной температуре наружного воздуха на рис. 12.

271 ----------

257 -I-—-----1-1—4——J

4S0 500 SSO 600 6S0 700 7S0 800 850 900 950 Расшд острого пара, т/ч

а)

Расхол острого пара, т/ч

б)

Рис. 12. Зависимости показателей ПГУ от расхода свежего пара при различных температурах наружного воздуха !„,, "С и = 100 %:

а - удельного расхода условного топлива; б - мощности ПГУ и ПТ. Температура наружного воздуха /„.., °С: 1,6- и. = -27; 2, 7 - /„. = -3,5; 3,8- /„.. = +4,3; 4,9- /я, = + 15; 5,10 - = +24,1.

Оптимальным 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 ниже 420-440 т/ч. Мощность паровой турбины при этом составляет 160 МВт, а КПД брутто при номинальной мощности ГТУ - выше 47,5 %.

В четвертой главе изложены результаты исследования парогазовых установок с газификацией угля под давлением. Энергетическая часть энергоблока представляет собой бинарную парогазовую установку, выполненную без сжигания дополнительного топлива перед котлом-утилизатором.

При разработке ill У с газификацией были использованы данные по газотурбинной установке ГТЭ-200 с начальной температурой газов 1250 °С, проект которой был выполнен JIM3. Для сжигания низкокалорийных газов, полученных при газификации углей, предусматривалась реконструкция пламенных труб и горелок камеры сгорания этой ГТУ.

Система газификации рассматривалась в двух вариантах: для парокисло-родного дутья и паровоздушного независимо от способа газификации.

В энергетической части 111 У 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 топливный газ (синтез-газ) с теплотой сгорания 5630 кДж/кг и температурой около 500 °С сжигается в камерах сгорания ГТУ. Выхлопные газы ГТУ охлаждаются в котле-утилизаторе, в котором вырабатывается пар двух давлений (высокого с 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 затем подается в контур низкого давления котла-утилизатора.

При применении кислородного дутья кислород вырабатывается на автономной кислородной станции. Учитывая, однако, трудности согласования ра-

боты компрессора и турбины при подаче в камеру сгорания значительного массового расхода топливного газа, проработана возможность питания кислородной станции воздухом из промежуточной ступени или выхода из компрессора. При этом азот, полученный при разделении воздуха, 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.

При моделировании важнейших теплотехнических характеристик ПГУ для двух способов газификации: в плотном слое и 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 из-за высокого расхода электроэнергии на разделение воздуха.

Дальнейшие исследования проводились для обоснования разработки ПГУ 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 %, содержанием серы 0,3 % и теплотой сгорания 13,6 МДж/кг на рабочую массу. Технологическая схема ПГУ представлена на рис. 13.

Основа энергетического блока, как и в предварительных исследованиях, -бинарная парогазовая установка, включающая две газотурбинные установки ГТЭ-200 с начальной температурой 1250 °С, два котла-утилизатора и одну паровую турбину мощностью около 330 МВт. Пар для неё вырабатывается в газификационной установке и котлах-утилизаторах, которые устанавливаются

Рис. 13. Принципиальная тепловая схема ПГУ-625 ГФ: I - 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; II - конвективный газоохладитель; 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-утилизатор; 22 - паровая турбина; 23 - конденсатор; 24 - кон-денсатные насосы I ступени; 25 - блочная обессоливающая установка; 26 - подогреватель низкого давления смешивающего типа; 27- конден-сатные насосы II ступени; 28 - питательные насосы.

за газовыми турбинами и используют тепло их выхлопных газов. Каждый котел-утилизатор содержит прямоточный контур высокого давления, контур низкого давления и промперегреватель.

Кислород для газификатора производится в воздухоразделительной криогенной 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). Газифицируется угольная пыль с влажностью 10 %. Выход топливного газа составляет 1,59 м3/кг, его теплота сгорания - 9,3 МДж/м3, расход кислорода - 0,71 кг/кг.

Газификатор для мощной промышленной 111 У 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. Затем сырой запылённый газ проходит грубую очистку от пыли и поступает в конвективный газоохладитель, где охлаждается до 500 °С. Радиационный и конвективный газоохладители представляют собой парогенерирующую систему, вырабатывающую слабо перегретый пар. Охлаждённый газ очищается от пыли в металлорукавных или керамических фильтрах и затем охлаждается в газо-газовом и контактном теплообменниках до 40 °С. При этой температуре он очищается от сероводорода в установке «Селексол», разработанной ГИАП. Обессеренный топливный газ снова нагревается в контактном и газо-газовом теплообменниках и с температурой около 400 °С направляется в камеру сгорания ГТУ. Основные показатели ПГУ-625ГФ при температуре наружного воздуха 5 °С приведены ниже:

Мощность, МВт:

ГТу .................................................................................. 2*202,9

паровой турбины ............................................................ 339,1

турбодетандеров .........................

ПГУ брутто...................................

собственных нужд, в том числе:

2x11,9

топливоподготовка ПГУ нетто......................

ВРУ

767,7

72

29,6

9,0

695,7

КПД нетто, %

45,6

Параметры пара, МПа/°С:

высокого давления......

промперегрева.............

низкого давления ........

14,0/545

2,4/525

0,4/220

Реализации полноразмерной ПГУ должно было предшествовать создание и отработка опытно-промышленной установки меньшей мощности (ОПУ-115), представлявшей собой ГТУ-ТЭЦ на базе газовой турбины ГТЭ-110. Ее принципиальная схема состояла из двух ниток топливоподготовки, пылеприготовления и подачи сухой 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 дня охлаждения и отверждения жидкого шлака, а другая направлялась в систему сероочистки. Чистый топливный газ (содержание пыли менее 10 мг/м3, отсутствие частиц более 10 мкм, содержание Н28 менее 0,02 %) нагревался до 350 °С и подавался в камеру сгорания газотурбинной установки, мощность которой на топливном газе составляла 130 МВт.

Отработавшие в ГТУ газы охлаждались в одноконтурном котле-утилизаторе, вырабатывающем пар давлением 1,3 МПа и температурой 250 °С для промышленного потребителя и теплофикационной установки (ТФУ).

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

На нестандартное оборудование опытно-промышленной установки в 1990-91 гг. была разработана рабочая конструкторская документация (ВТИ, ГИАП, СибВТИ, ЗИОМАР, НПО «Машпроект»). Проектная документация строительства ОПУ-115 на территории Берёзовской ГРЭС-2 разрабатывалась институтом «Ростовтеплоэлектропроект».

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

ВЫВОДЫ

1. На базе многофакторных исследований работоспособности выхлопных газов ГТУ обоснована многоконтурность паросиловой части для достижения максимальной экономичности бинарных ПГУ и оптимизированы параметры пара в парогенерирующих контурах, сформулированы принципы конструирования парового контура, разработана, реализована на практике 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 МВт. Обоснованы направления развития парогазовых установок на базе высокотемпературных газовых турбин для нового строительства и модернизации тепловых электростанций.

2. Моделирование режимов парогазовых установок различного типа, выполненное по оригинальным методикам, позволило исследовать статические и динамические характеристики ПГУ и на их основе разработать технологии эксплуатации и технологические алгоритмы, которые способствовали эффективному освоению и работе ПГУ с расчетными показателями, а также были сформулированы технические требования к основному и вспомогательному оборудованию ПГУ для достижения высоких технико-экономических показателей.

3. Проведенные на действующих ПГУ испытания выявили резервы для дальнейшего повышения их технического уровня; экспериментальные исследования теплообмена в пучках труб со спиральным ленточным оребрением позволили уточнить коэффициенты теплопередачи при расчете поверхностей нагрева котлов-утилизаторов, а исследования массообмена при предпусковой вентиля-

ции газового тракта котла-утилизатора ПГУ - оптимизировать режим и продолжительность вентиляции при пусках ПГУ из горячего состояния и др.

4. Предложено использование в ПГУ прямоточного котла-утилизатора и исследованы его теплогидравлические и режимные характеристики при комбинированной и автономной работе.

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

6. Разработаны принципиальные технические решения по мощной высокоэкономичной ПГУ с внутрицикловой газификацией угля, сохранившие актуальность до настоящего времени.

7. Разработан отраслевой стандарт, устанавливающий технические требования к оборудованию и показателям при поставках бинарных ПГУ.

Основное содержание диссертации изложено в публикациях:

Ведущие рецензируемые научные журналы из перечня ВАК

1. Чернецкий, Н.С. Парогазовая установка мощностью 750 МВт утилизационного типа на природном газе / Н.С. Чернецкий, Г.Г. Ольховский, П.А. Бе-резинец [и др.] // Теплоэнергетика. - 1979. - № 11. - С. 6-10.

2. Чернецкий, Н.С. Парогазовая установка мощностью 800 МВт для ГРЭС на природной газе / Н.С. Чернецкий, Г.Г. Ольховский, П.А. Березинец [и др.] // Теплоэнергетика. - 1985. - № 11. - С. 12-18.

3. Березинец, П.А. Особенности работы прямоточного котла в составе парогазовой установки утилизационного типа мощностью 800 МВт / П.А Березинец, И.А. Сотников, Ю.А. Ершов, Г.С. Кондратьева // Теплоэнергетика. -1985.-№9. -С. 24-27.

4. Сотников, И.А. Котел парогазовой установки мощностью 800 МВт / И.А. Сотников, Ю.А. Ершов, П.А. Березинец [и др.] // Теплоэнергетика. - 1988. - № 11. - С. 10-16.

5. Березинец, П.А. Коэффициент тепловой эффективности теплообмен-ного пучка из оребренных труб / П.А. Березинец, А.И. Механиков, А.Ф. Амосов [и др.] // Теплоэнергетика. - 1987. - № 12. - С. 63-65.

6. Березинец, П.А. Теплообмен и аэродинамическое сопротивление в оребренных пучках котла парогазовой установки мощностью 800 МВт / П.А. Березинец, В.Н. Зоз, А.И. Курочкин [и др.] // Теплоэнергетика. - 1989. -№ 12. - С. 47-49.

7. Щукин, Е.В. Опытный котел П-79 с оребренными поверхностями нагрева / Е.В. Щукин, В.А. Солодовников, П.А. Березинец [и др.] // Энергетик. -1991.-№9.-С. 8-10.

8. Дьяков, А.Ф. Теплофикационная парогазовая установка СевероЗападной ТЭЦ / А.Ф. Дьяков, П.А. Березинец, М.К. Васильев [и др.] // Электрические станции. - 1996. - № 7. - С. 11-16.

9. Дьяков, А.Ф. Теплофикационная парогазовая установка СевероЗападной ТЭЦ Санкт-Петербурга. Статические характеристики / А.Ф. Дьяков, П.А. Березинец, В.Б. Грибов [и др.] // Электрические станции. - 1996. - № 12. -С. 19-16.

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

11. Березинец, П.А. Определение продолжительности вентиляции котлов-утилизаторов ПГУ-450 Т / П.А. Березинец, Р.И. Костюк, Ю.А. Радин [и др.] // Энергетик. - 2003. - № 6. - С. 39-41.

12. Березинец, П.А. Бинарные ПГУ на базе газотурбинной установки средней мощности / П.А. Березинец, М.К. Васильев, Г.Г. Ольховский // Теплоэнергетика. - 1999. - № 1,-С. 15-21.

13. Березинец, П.А. Анализ схем ПГУ на базе перспективной ГТУ / П.А. Березинец, М.К. Васильев, Ю.А. Костин // Теплоэнергетика. - 2001. - № 5. -С. 18-30.

14. Березинец, П.А. Создание и освоение отечественной теплофикационной парогазовой установки / П.А. Березинец, В.М. Гриненко, И.В. Долинин [и др.] // Теплоэнергетика. - 2011. - № 6. - С. 4-11.

15. Ольховский, Г.Г. Модернизация энергетических блоков путем их надстройки газовыми турбинами / Г.Г. Ольховский, Н.С. Чернецкий, П.А. Березинец [и др.] // Электрические станции. - 1991. - № 7. - С. 9-18.

16. Березинец П.А. Влияние газотурбинных надстроек на работу котлов надстроенных блоков / П.А. Березинец // Электрические станции. - 1991. - № 7. -С. 18-24.

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

18. Березинец, П.А. Надстройка энергоблока мощностью 300 МВт ГРЭС-24 газотурбинной установки ГТЭ-110. Технические решения по тепловой схеме / П.А. Березинец, Г.Е. Терёшина, Т.Н. Крючкова // Теплоэнергетика. -2010.-№2.-С. 33-40.

19. Березинец, П.А. Технология эксплуатации энергоблока мощностью 300 МВт, надстроенного газовой турбиной ГТЭ-110 / П.А. Березинец, Г.И. До-верман // Теплоэнергетика. - 2010. - № 9. - С. 2-6.

20. Березинец, П.А. Газотурбинная надстройка блоков 300 МВт Костромской ГРЭС / П.А. Березинец, А.Я. Копсов // Электрические станции. - 1999. -№7.-С. 64-70.

21. Березинец, П.А. Варианты газотурбинной надстройки отопительных котельных / П.А. Березинец, Г.Е. Терёшина, Л.Б. Вершинин // Энергетик. -2001.-№ 8.-С. 13-16.

22. Березинец, П.А. Перспективные парогазовые установки с газификацией канско-ачинского угля для экологически чистой Берёзовской ГРЭС-2 / П.А. Березинец, В.И. Горин, Ю.В. Нестеров [и др.] // Теплоэнергетика. - 1991. -№6.-С. 18-24.

23. Береэинец, П.А. Парогазовые установки с газификацией угля - решение экологических проблем на угольных электростанциях / П.А. Березинец, Г.Г. Ольховский, B.C. Малышева // Известия РАН, серия «Энергетика». - 1997. - Сент-окг. - № 5. - С. 20-32.

24. Ольховский, Г.Г. Разработка отечественной ПТУ с газификацией угля / Г.Г. Ольховский, С .И. Сучков, П.А. Березинец [и др.] // Теплоэнергетика. -2010,-№2.-С. 19-26.

25. Кособокова, Э.М. Возможные пути использования вторичных энергоресурсов на энергоемких предприятиях для комбинированной выработки электрической и тепловой энергии с применением современных энергетических технологий / Э.М. Кособокова, П.А. Березинец, Г.А. Рябов [и др.] // Промышленная энергетика. - 2006. - № 9. - С. 1-8.

26. Шакарян, Р.Ю. Парогазовая установка с котлом ЦКС под давлением для сжигания низкосортных углей / Р.Ю. Шакарян, П.А. Березинец, P.A. Петро-сян [и др.] // Теплоэнергетика. - 1991. - № 6. - С. 24-29.

Патенты

27. A.c. 916886 СССР, МКИ F 22 В 31/04. Котельный агрегат / П.А. Березинец, А.Н. Бирюков, Ю.А. Харкин [и др.]; ВТИ. - № 2964307/24-06; заявл. 27.07.80; опубл. 30.03.82, Бюл. № 12.

28. A.c. 1463368 СССР, МКИ F28, F 1/14, В 21 С37/26. Способ изготовления трубы со спиральным оребрением / E.H. Письменный, В.Н. Зоз, П.Г. Быстрое, Г.Н. Ермаков, П.А. Березинец [и др.]; Подольский машиностроительный завод и Киевский политехнический институт. - № 4290799/25-27; заявл. 27.07.87; опубл. 07.03.89, Бюл. № 9.

29. A.c. 1613716 СССР, МКИ F 15 D 1/04. Участок трубопровода с поворотом / В.Н. Палей, П.А. Березинец, В.Б. Галускин; ВТИ и Подольский машиностроительный завод. - № 4642020/24-29; заявл. 25.01.89; опубл. 15.12.90, Бюл. № 46.

30. А.с. 1746111 СССР, МКИ Р В 1/18. Способ работы котельной установки и котельная установка утилизационного типа / П.А. Березинец, Г.Г. Ольховский, Н.С. Чернецкий [и др.]; ВТИ и Подольский машиностроительный завод. - № 4779968/06; заянл. 16.10.89; опубл. 07.07.92, Бюл. № 25.

31. Пат. 2160370 Российская Федерация, МПК Р 01 К 23/10. Высокоэкономичная парогазовая установка малой мощности / Ю.А. Балашов, П.А. Березинец, Ю.А. Радин; АООТ «ВТИ». - № 99105835/06; заявл. 19.03.1999; опубл. 10.12.2000, Бюл. №34.

32. Пат. 2144619 Российская Федерация, МПК Р 01 К 13/00. Парогазовая установка / П.А. Березинец, Г.Г. Ольховский, Г.Е. Терёшина; АООТ «ВТИ». -№ 98108140/06; заявл. 24.04.1998; опубл. 20.01.2000, Бюл. № 2.

33. Пат. 2258147 Российская Федерация, МПК Р 01 К 23/06. Способ замещения газотурбинного топлива в энергетических циклах /Ю.А. Балашов, П.А. Березинец, В.Г. Морев, Ю.А. Радин; ОАО «ВТИ». - № 2003137677/06; заявл. 29.12.2003; опубл. 10.08.2005, Бюл. № 22.

34. Пат. 95654 Российская Федерация, МПК С02Р 1/20. Секционированная деаэрационная колонка (варианты) / Б.П. Афанасьев, П. А. Березинец, Н.С. Галецкий [и др.]; ОАО «ВТИ». - № 2010112469/22; заявл. 01.04.2010; опубл. 10.07.2010, Бюл. № 19.

35. Пат. 101090 Российская Федерация, МПК Р 01 К 23/06. Энергетическая надстроечная парогазовая установка (варианты) / Г.Д. Авруцкий, Ю.А. Балашов, П.А. Березинец [и др.]; ОАО «ВТИ». - № 2010138063/06; заявл. 15.09.2010; опубл. 15.09.2010, Бюл. № 1.

Статьи в журналах, материалах международных и всероссийских конференций, сборниках научных трудов

36. Березинец, П.А. Газотурбинные и парогазовые установки / П.А. Березинец // Современные природоохранные технологии в энергетике: информ. сб. - М.: Издательский дом МЭИ, 2007. - С. 273-282.

37. Березинец, П.А. Газотурбинные и парогазовые установки / П.А. Бе-резинец // Экология энергетики: учеб. пос.; под общ. ред. В.Я. Путилова. -М.: Изд-во МЭИ, 2003. - С. 426-444.

38. Березинец, П.А. Парогазовые технологии для технического перевооружения и нового строительства ТЭЦ - основа повышения их эффективности / П.А. Березинец, P.A. Романов // Совершенствование технологий и регулирования хозяйственной деятельности в области теплофикации для повышения её экономической эффективности при переходе к рыночным отношениям: сб. докл. - М.: ВТИ, 2004. - С. 96-107.

39. Березинец, П.А. Техническое перевооружение газомазутных ТЭС с использованием газотурбинных и парогазовых технологий / П.А. Березинец, Г.Г. Ольховский // Эффективное оборудование и новые технологии в Российскую тепловую энергетику: сб. докл. под ред. Г.Г. Ольховского. - М.: ВТИ. 2001. - С. 77-88.

40. Березинец, П.А. Особенности конструкции и эксплуатации низконапорных парогенераторов парогазовых установок утилизационного типа / П.А. Березинец//Энергохозяйство за рубежом. - 1982.-№ 1.-С. 12-18.

41. Berezinets P.A. Topping the 300 MW Power Unit at the GRES-24 Distriet Power Station with a GTE-110 Gas turbine Unit. Technical Solutions on the Thermal Circuit / P.A. Berezinets, G.E. Tereshina, T.I. Kryuchkova // Thermal Engineering - 2010. - Vol. 57, № 11. - C. 129-137.

42. Березинец, П.А. Эксплуатационные характеристики парогазовых установок утилизационного типа / П.А. Березинец // Энергохозяйство за рубежом. - 1986. - № 3. - С. 12-15.

43. Березинец, П.А. Особенности конструирования и эксплуатации многоконтурных котлов-утилизаторов / П.А. Березинец // Энергохозяйство за рубежом.- 1991.-№ 1. -С. 13-17.

44. Ольховский, Г.Г. Системы газификации угля для парогазовых энергетических установок / Г.Г. Ольховский, П.А. Березинец // Энергохозяйство за рубежом.- 1988.-№6.-С. 16-21.

45. Ольховский, Г.Г. Парогазовые установки с газификацией угля в пы-легазовом потоке / Г.Г. Ольховский, П.А. Березинец // Энергохозяйство за рубежом,- 1991.-№5.-С. 1-10.

46. Березинец, П.А. Обоснование целесообразности реконструкции котельных и ТЭЦ с использованием газотурбинных установок / П.А. Березинец // Новости теплоснабжения. - 2006. - № 6. - С. 30-34.

47. Ольховский, Г.Г. Перспективы использования ГТЭ-110 в тепловой энергетике / Г.Г. Ольховский, П.А. Березинец // Газотурбинные технологии. -2000.-№6.-С. 14-19.

48. Березинец, П.А. Модернизация АЭС с использованием парогазовых технологий / П.А. Березинец, М.К. Васильев, Ю.В. Кузнецов [и др.] // Газотурбинные технологии. - 2002. - № 2. - С. 2-6.

V ~ 2 3 А 6

ВСЕРОССИЙСКИЙ ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ

2012251079

ПМБ ВТИ. 115280, РФ, г. Москва, ул. Автозаводская, д. 14. Тираж 100 экз. Заказ № 48.

2012251079

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ВСЕРОССИЙСКИЙ ДВАЖДЫ ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ» (ОАО «ВТИ»)

О 5201 350 3 1 € 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

ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва - 2012

Оглавление

ВВЕДЕНИЕ...................................................................................................................................................................4

ГЛАВА 1. ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ГТУ В ПАРОГАЗОВЫХ ЦИКЛАХ .8

1.1 Основные положения о комбинированных термодинамических циклах (история вопроса)...................................8

1.2 КПД комбинированного цикла. Классификация ПГУ.............................................................................................12

1.3 Выбор параметров пара для ПГУ с котлами-утилизаторами.................................................................................17

1.3.1 Парогенерирующая способность выхлопных газов ГТУ...........................................................................17

1.3.1.1 Общие положения....................................................................................................................................................17

1.3.1.2 Многоконтурные системы.....................................................................................................................................33

1.3.1.3 Исследования по оптимизации параметров ПГУ..................................................................................................48

1.3.1.4 Анализ применения промперегрева пара и прямоточной генерации пара в котлах-утилизаторах.................53

1.4 Выводы по главе 1...................................................................................................................................................62

ГЛАВА 2 БИНАРНЫЕ ПГУ С КОТЛАМИ -УТИЛИЗАТОРАМИ...................................................................................64

2.1 Введение..................................................................................................................................................................64

2.2 Парогазовая установка мощностью 800 МВт........................................................................................................71

2.3 Бинарная теплофикационная ПГУ мощностью 450 МВт.......................................................................................88

2.3.1 Статические характеристики ПГУ-450Т................................................................................................93

2.3.2 Динамические характеристики ПГУ-450Т..............................................................................................101

2.3.3 Продолжительность вентиляции котлов - утилизаторов ПГУ-450Т.............................................114

2.3.4 Опыт освоения и эксплуатации ПГУ-450Т............................................................................................120

2.4 Выводы по главе 2...............................................................................................................................................128

ГЛАВА 3 ГАЗОТУРБИННЫЕ НАДСТРОЙКИ ПАРОСИЛОВЫХ БЛОКОВ....................................................................129

3.1 Возможности преобразования конденсационных паровых энергоблоков в парогазовые....................................129

3.2 Надстройка блока К-300.....................................................................................................................................161

3.3 Выводы по главе 3.................................................................................................................................................180

ГЛАВА 4 ПГУ С ГАЗИФИКАЦИЕЙ УГЛЯ...................................................................................................................182

4.1 Тепловая схема.....................................................................................................................................................182

4.2 Описание оборудования энергетической части ПГУ с внутрицикловой газификацией угля..................................188

4.2.1 Газовая турбина.........................................................................................................................................188

4.2.2 Котел-утилизатор....................................................................................................................................191

4.2.3 Паровая турбина........................................................................................................................................194

4.3 Маневренность ПГУ с внутрицикловой газификацией угля...................................................................................195

4.4 Основные характеристики ПГУ-ТЭС с внутрицикловой газификацией угля...........................................................197

4.5 Выводы по главе 4.................................................................................................................................................221

ЗАКЛЮЧЕНИЕ И ОБЩИЕ ВЫВОДЫ........................................................................................................................222

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ............................................................................................................................................225

Введение

Газотурбинные и парогазовые установки играют всё возрастающую роль в структуре мировых энергетических мощностей вследствие их высокого КПД, высокой маневренности и умеренной удельной стоимости при выполнении требований по надежности, готовности и воздействии на окружающую среду, предъявляемых к оборудованию тепловых электростанций [1-10].

В настоящее время сооружаются исключительно бинарные ПГУ, в которых выхлопные газы ГТУ с температурой 550 - 650 °С охлаждаются примерно до 100 °С с выработкой пара с давлением до 17 МПа и его перегревом до температуры 520 - 565 °С [11-16]

Сотни парогазовых установок такого типа построены в различных странах [7, 8]. Они обеспечивают существенную экономию топлива, большую маневренность по сравнению с паросиловыми установками при высокой надёжности и готовности оборудования и незначительном воздействии на окружающую среду [9, 17-19].

В последние годы изменяется положение и в нашей стране [5]. Этому способствуют возникшие в электроэнергетике рыночные отношения и правительственные мероприятия, предусматривающие в течение предстоящих двух десятилетий - до 2030 г. - перевод на парогазовый цикл работающих на природном газе конденсационных и теплофикационных электростанций России [8, 13, 20-22].

В соответствии с предложениями Агентства по прогнозированию

балансов в электроэнергетике (АПБЭ), сделанными во исполнение поручения

Президента Российской Федерации от 29 марта 2010 г. Пр-839 п. 2з «Об

обязательном переходе на парогазовый цикл действующих КЭС и ТЭЦ в

период до 2030 г.» намечаются:

- модернизация и реконструкция 54 паровых энергоблоков с турбинами

К-300 на девяти электростанциях, 18 паровых энергоблоков с турбинами

Т-250/300 на пяти ТЭЦ для превращения их в парогазовые установки с КПД в

4

конденсационном режиме 55-60 %, замещение 32 паровых энергоблоков с турбинами К-200 на пяти ГРЭС парогазовыми установками с КПД 55-57 %;

до 2020 г. предлагается замещение 7 паровых энергоблоков с турбинами К-150 на трех ГРЭС парогазовыми установками с КПД 55-57 %, замещение 8 паровых энергоблоков с турбинами К-200 на трех ТЭС парогазовыми установками с КПД более 50 %, модернизация и реконструкция 14 паровых блоков с турбинами Т-170-185 на семи ТЭЦ в парогазовые установки с КПД в конденсационном режиме 55-57 %, замещение 330 паровых агрегатов на 90 ТЭЦ теплофикационными ПТУ с КПД в конденсационном режиме более 51 %, модернизация и реконструкция 17 паровых энергоблоков К-300 на трех ГРЭС, сжигающих уголь и природный газ.

На всех газоугольных паровых электростанциях рассматривается модернизация и реконструкция энергоблоков в ПГУ с КПД 55-57 % на природном газе (1 этап), а затем сооружение систем внутрицикловой газификации угля и перевод ГТУ на сжигание синтез-газа с КПД ПГУ на конденсационном режиме 51-53 % (2 этап).

Предполагается установка ПГУ на природном газе мощностью 400-420 МВт вместо работающих на газе паровых энергоблоков.

Потребность в необходимом оборудовании для выполнения этих преобразований составит:

Единичная мощность ГТУ, МВт

Число агрегатов, шт

КУ,

шт

ПТ, ПГУ,

шт шт

340-350 260-285 150-160 110-120 65-70

50 180 55 200 260

50 180 55 200 260

40

130

40

40

130

40

130

150

Хотя этот прогноз не является обязывающим государственным документом, а указанные выше потребности могут уточняться, необходимость замены паросилового оборудования электростанций, работающих на природном газе, на парогазовое очевидна и имеет огромное значение для энергосбережения в стране, укрепления её экономики и повышения благосостояния населения.

Разработки циклов, схем и оборудования бинарных парогазовых установок мощностью 750, 800 и 345 МВт начались в ВТИ в середине 70-х годов [23] одновременно с проектированием на ЛМЗ и харьковском НПО «Турбоатом» мощных высокотемпературных газотурбинных установок простого цикла с охлаждаемыми деталями горячего тракта и температурой выхлопных газов более 500 °С [11, 12, 14, 16]. Оборудование для ПГУ мощностью 800 МВт было разработано ЛМЗ и ЗиО [15, 24-26]. Хотя проект ПГУ-800 не был реализован, технические решения по оборудованию ПГУ, тепловая и пусковая схема энергоблока, режимные характеристики оборудования и блока в целом, технология эксплуатации, технологические алгоритмы и основные положения по автоматизации, рабочая документация на котёл-утилизатор и проект строительной части создали задел, который в полной мере использовался при проектировании и освоении ПГУ-450Т для Северо-Западной ТЭЦ СПб [27-31, 34, 35].

В течение 2000 - 2011 г. г. в стране построены и эксплуатируются восемь энергоблоков ПГУ-450Т. В настоящее время вводятся в эксплуатацию блок ПГУ-450 на Уренгойской ГРЭС и ряд блоков ПГУ-230Т (моноблок по схеме ПГУ-450Т) на действующих ТЭЦ.

Следует отметить, что технические решения по тепловым схемам и оборудованию ПГУ-450Т стали типовыми и использованы в действующих сегодня ПГУ других мощностей - ПГУ-325 Ивановской ГРЭС, ПГУ-180Т ТЭЦ-14 (СПб), ПГУ-ПОТ ТЭС «Строгино», ПГУ-39 Сочинской ТЭС, а также используются в новых проектах.

Целью работы является обобщение как собственных исследований автора, так и разработок, выполненных в соавторстве, позволяющих находить комплексные решения задач при создании конкретных парогазовых установок.

В настоящей работе изложены результаты исследований и оптимизации параметров и схем ПГУ различного типа. Основное внимание уделено бинарным ПГУ с котлами - утилизаторами, для которых разработаны тепловые схемы, проведено моделирование режимов, разработана технология эксплуатации, исследованы статические и динамические характеристики оборудования ПГУ, проведены испытания на объектах и представлены их результаты, определена продолжительность необходимой вентиляции котлов -утилизаторов, дана перспектива развития ПГУ и их оборудования и показана возможность расширения сферы применения бинарных ПГУ путем использования в них угля.

Оригинальные разработки защищены авторскими свидетельствами (A.C. № 916886 [98], A.C. № 974031 [99], A.C. № 1462077 [49], A.C. № 1463368 [50], A.C. № 1613716 [51], A.C. № 1746111 [52]) и патентами РФ (№ 2160370 [100], № 2144619 [79], № 2258147 [101], № 95654 [102], № 101090 [103]).

Практическая ценность результатов работы заключается в обосновании технических решений по тепловым схемам ПГУ, их практическом внедрении, в обеспечении успешного освоения и эксплуатации с гарантированными параметрами и показателями первых отечественных бинарных энергетических ПГУ с котлами - утилизаторами, 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 70238424.27.100.007-2008), направленных на повышение надежности и обеспечение безопасности эксплуатации ПГУ и их оборудования.

Глава 1. Принципиальные технические решения при использовании ГТУ в парогазовых циклах

1.1 Основные положения о комбинированных термодинамических циклах

(история вопроса)

Идея комбинированных термодинамических циклов была впервые высказана и обоснована 28-летним французским военным инженером Сади Карно (1796-1832 г. г.) в его единственной работе (трактате) «Размышления о движущей силе огня и о машинах, способных развивать эту силу», изданной книгоиздателем Башелье (Bachelier) в Париже в 1824 г [36].

Сформулировав в общем виде первое и второе начала термодинамики, обосновав модель идеального двигателя (цикл Карно) и предельное значение его движущей силы (теорема Карно), С. Карно установил принципы, которым необходимо следовать при создании машин «...способных развивать движущую силу тепла ...»«... каким бы образом это ни делалось...».

Анализируя преимущества и недостатки водяного пара и воздуха (на самом деле продуктов сгорания топлива) в качестве рабочих тел, С.Карно приходит к выводу, что воздух будет иметь существенные преимущества перед водяным паром в зоне высоких температур, если будут преодолены трудности его сжатия до высоких давлений. Предельной температурой воздуха является температура сгорания топлива. При низких температурах более подходящим является водяной пар. Однако эти преимущества могут быть использованы, если «.. .Одно и то же тепло может последовательно воздействовать на воздух и на водяной пар. Воздух надо оставить после его употребления при достаточно высокой температуре и вместо непосредственного выбрасывания в атмосферу использовать в паровом котле...».

Руководясь основами своей теории, С. Карно ясно сформулировал целесообразность комбинирования рабочих тел для достижения высокой эффективности тепловых машин. Сегодня численные значения КПД цикла Карно - идеального двигателя - являются ориентиром для совершенствования реальных тепловых двигателей.

В то же время он ясно понимал, что «...Нельзя надеяться когда-либо практически использовать всю движущую силу топлива. Попытки, сделанные для приближения к этому результату, будут скорее вредными, чем полезными, если они заставят забыть другие важные обстоятельства. Экономия топлива -это лишь одно из условий, которые должны выполнять тепловые машины; при многих обстоятельствах она второстепенна, она часто должна уступать первенство надежности, прочности и долговечности машины, малому занимаемому месту, дешевизне ее установки и т. д.

В каждом случае суметь использовать должным образом удобства и экономичность, отделить наиболее важные условия от второстепенных, подходящим образом их сбалансировать, чтобы с наиболее простыми средствами достигнуть наилучших результатов, - таковы должны быть основные способности человека, призванного управлять и приводить в согласие между собой работы себе подобных, чтобы заставить их действовать для какого-либо полезного дела...».

В сегодняшних условиях это звучит очень актуально.

В 1932 году швейцарская фирма Броун и Бовери разработала и построила паровой котел типа Велокс (высоконапорный парогенератор - ВПГ) для корабельной двигательной установки, в топочной камере которого жидкое топливо сжигалось под давлением 0,2 - 0,3 МПа. Давление в топочной камере создавалось компрессором, который приводился во вращение газовой турбиной. Рабочим телом газовой турбины служили продукты сгорания топлива после топочной камеры [37].

В России исследования комбинированных термодинамических циклов с 1934 года выполнялись в ЦКТИ [38], где в послевоенные годы А. Н. Ложкин разработал ПГУ с ВПГ с более высокой, чем в котле Велокс, температурой газов перед газовой турбиной, которая развивала более высокую мощность, чем требовалась для привода компрессора. Избыточная мощность газовой турбины вместе с паровой турбиной обеспечивала более высокий, чем в паровом цикле, КПД. При этом обеспечивалось также значительное снижение металлоемкости энергоустановки.

На базе разработок ЦКТИ в 1960 г. были построены ПГУ с ВПГ на ТЭС в Ленинграде, а в 1972 г. на Невинномысской ГРЭС была пущена ПГУ мощностью 170 МВт.

Параллельно с разработкой ПГУ с ВПГ в ЦКТИ проводились исследования ПГУ со сбросом газов в традиционный энергетический котел.

В 1967 г. на ТЭЦ ЦКТИ для исследования рабочих процессов и оборудования была пущена парогазовая установка со сбросом выхлопных газов ГТУ в котел. Мощность ГТУ составила 1,5 МВт, паровой турбины - 6 МВт. В 1979 - 1980 г. г. были введены в действие две одинаковые ПГУ мощностью по 250 МВт со сбросом отработавших в ГТУ газов в котел (ПГУ-250) на Молдавской ГРЭС, также разработанные в ЦКТИ. В этих ПГУ использована ГТУ мощностью 35 МВт.

Теоретические работы в области комбинированных парогазовых установок проводились также в Саратовском политехническом институте (А.И. Андрющенко), в Ленинградском политехническом институте (И.И. Кириллов и В.А. Зысин) и др.

В ВТИ бинарные парогазовые установок с преобладающей долей газотурбинной мощности начали разрабатываться в 1970-е годы. Они ориентировались на отечественные мощные высокотемпературные газотурбинные установки [23]. Развитие и реализация результатов этих работ являются предметом настоящей диссертации.

Нельзя не упомянуть о работах по комбинированным циклам с предельными термодинамическими параметрами рабочего тела - с прямым преобразованием тепловой энергии в электрическую в верхнем цикле.

Работы по магнитогидродинамическому преобразованию энергии проводились в Институте высоких температур АН СССР (ИВТ АН СССР) с 1965 по 1990 год. Под его научным руководством в 1985-1990 годы реализовывался амбициозный проект - строительство МГД-500 электростанции мощностью 582 МВт (270 МВт МГД-генератор и 312 МВт паротурбинный блок СКД) на Рязанской Опытной Электростанции (РОПЭС, позднее ГРЭС-24 Мосэнерго, сейчас блок №7 Рязанской ГРЭС). По данным ИВТ АН СССР номинальная мощность блока должна была составлять 691 МВт, расход электроэнергии на собственные нужды - 5,1%, среднегодовой КПД нетто - 47,8 %. Удорожание МГДЭС-500 по сравнению с блоками СКД той же мощности оценивал�