автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Разработка теплофикационных бинарных парогазовых установок и исследование технологии их эксплуатации

На правах рукописи

КОСТЮК Ростислав Иванович

УДК 621.311.22

РАЗРАБОТКА ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ БИНАРНЫХ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК И ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ (НА ПРИМЕРЕ ПГУ-450Т СЕВЕРО-ЗАПАДНОЙ ТЭЦ В САНКТ-ПЕТЕРБУРГЕ) 05.14.14 - Тепловые электрические станции (тепловая часть) На правах рукописи

Диссертация в виде научного доклада на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москза

1998

Работа выполнена на кафедре "Атомные и тепловые энергетические установки" Санкт Петербургского государственного технического университета и во Всероссийском на учно- исследовательском теплотехническом институте.

Официальные оппоненты:

Доктор технических наук, профессор, заведующий кафедрой паровых и газовых турбин МЭИ Трухний Алексей Данилович

Кандидат технических наук, первый заместитель начальника Департамента страте пп развития и научно-технической политики РАО ЕС России Берсенев Анатолий Павлова

Ведущее предприятие: Всероссийский научно-исследовательский и проектный инсти тут «Теплоэлектропроект», г. Москва

Защита состоится: г в часов на заседании диссертационного Совета

Д.144.02.01.

при Всероссийском научно-исследовательском теплотехническом институте (ВТИ) по адресу:

109280, г. Москва, ул. Автозаводская, 14/23.

С диссертацией в виде научного доклада можно ознакомит ься в библиотеке Всероссийского научно-исследовательского теплотехническою института.

Диссертация в виде научного доклада разослана

.■2й т^ 1998 г

Ученый секретарь диссертационного совета

П.А.Березинец

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Основу российской энергетики составляют тепловые элек-фостанции, которые вырабатывают большую часть производимой в стране электриче-жой и тепловой энергии. Для большинства этих электростанций, особенно в европей-:кой части России, основным топливом является природный газ. Чрезвычайно важна задача повышения эффективности его использования. Переход к использованию ком-Зинированных парогазовых установок обеспечит значительную экономию топлива из-за высокой экономичности последних, а также уменьшит вредные выбросы в атмосферу. Это особенно важно для ТЭЦ, которые располагаются в черте крупных городов, где экологические проблемы имеют большое значение. Однако при создании парогазовых установок для ТЭЦ возникает целый ряд проблем, требующих проведения дополнительных исследований, что затруднено малым распространением подобных установок в энергетике. Аналогичным образом обстоит дело и с совершенствованием технологии эксплуатации теплофикационных парогазовых установок, которое возможно только на основании использования результатов обширных расчетных исследований оптимизации тепловых схем, и стационарных и переменных режимов работы таких ПГУ.

Отмеченные обстоятельства определяют актуальность темы данной диссертационной работы, направленной на решение научно-технической задачи создания головной ТЭЦ с парогазовыми теплофикационными установками бинарного типа. Тематика диссертационной работы соответствует государственной программе "Экологически чистая энергетика", программе РАН по развитию газовых турбин и комбинированных парогазовых установок, государственной программе "Топливо и энергия" (подпрограмма "Г'азоэнергетика").

Целями работы являются разработка и обоснование комплекса научно-¡схнических и п )ектно-конструкгорскнх решений и выбор тепловой схемы теплофикационного парогазового энергоблока; обоснование технических требований к оборудованию; исследование технологии эксплуатации и обоснование алгоритмов управления оборудованием III'У при различных режимах.

Научная новизна диссертационной работы состоит в исследовании и обосновании с помощью математической модели эффективной тепловой схемы парогазовой установки ПГУ-450Т, разработке на этой основе технических требований к основному и вспомогательному оборудованию ПГУ-450Т, расчетных исследованиях переменных режимов и выборе наилучших из них, разработке основных технологических принципов организации переменных режимов теплофикационного парогазового энергоблока с котлами-утилизаторами, обосновании графиков-заданий повышения параметров среды при пусках ПГУ-450Т из различных тепловых состояний, технологических алгоритмов управления установкой в эксплуатационных режимах ее работы.

Практическая ценность работы. Создание головного энергоблока ПГУ-450Т позволит ликвидировать отставание России в использовании в энергетике прогрессивных парогазовых технологий, решить важные для страны проблемы экономии топлива и улучшения экологической ситуации, освоить на российских предприятиях производство основного и вспомогательного оборудования для парогазовых электростанций.

Основные научно-технические решения, представленные в работе, после освоения головного энергоблока и накопления опыта его промышленной эксплуатации, будут использованы при сооружении как последующих энергоблоков Северо-Западной ТЭЦ, так и других парогазовых электростанций: теплофикационных и конденсационных, которые намечается построить в России (Конаковской, Краснодарской, Щекинской ГРЭС и др.).

Автор защищает:

• решение проблемы создания экономически эффективной и экологически безопасной высокоавтоматизированной ТЭЦ;

• разработку тепловой схемы энергоблока и электростанции в целом как объекта переменной структуры;

• обоснование технических требований и условий для создания и поставки основного и вспомогательного оборудования;

• обоснование и создание на их основе автоматизированной системы управления;

• разработку технологических основ эксплуатации теплофикационных парогазовых энергоблоков в характерных для них многообразных нормальных и аварийных режимах.

Личный вклад автора. Диссертационная работа является результатом исследо-ий, расчетов, проектных проработок и экономических обоснований, выполненных шо автором, под его руководством и при его участии работниками строящейся Севе-Западной ТЭЦ в г. Санкт-Петербурге, а также в сотрудничестве с проекгнымн, на-ю-исследовательскими институтами и энергомашиностроительными предприятиями ) СевзапВНИПИэнергопром, АО ВТИ, АО ЛМЗ, ЦКТИ, АО ЗиО, ОРГРЭС и др.).

Автору диссертационной работы принадлежит постановка задач по разработке ¡ловой схемы и созданию оборудования и системы управления. При участии автора ледованы, обоснованы и сформулированы требования к тепловой схеме энергоблока У-450Т и ТЭЦ с такими установками, сформулированы требования к уровню авто-изации управления оборудованием (система технологических алгоритмов), разрабо-ы технические требования на поставку основного и вспомогательного оборудова-

Автор принимал непосредственное участие в обосновании основных технических гений по всем агрегатам и системам станции, определении наилучших режимов элек-станции, обосновании экологической безопасности и технико-экономической эффек-ности станции, оснащенной установками ПГУ-450Т.

Методика выполнения работы, достоверность результатов. Проектные работы эосновывающие их расчеты проводились в соответствии с действующими в России вдартами, нормативными документами и методиками. По всем направлениям дис-гации были разработаны программы и методические документы с учетом последних гижений мировой науки и техники. Достоверность полученных результатов под-ждена экспертизами ведущих отечественных и зарубежных научных и проектных шизаций. На основании проведенных исследований и разработок создано техноло-:ское оборудование и автоматизированная система управления (АСУ ТП), которые плексно испытаны в заводских условиях, подтвердив работоспособность и требуе-

мые технико-экономические показатели. Основное оборудование поставлено на Го1 щадку Северо-Западной ТЭЦ и находится в завершающей стадии монтажа.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы неоди кратно докладывались на международных и Российских научно-технических конфере циях. Основное содержание диссертации опубликовано в 14 печатных трудах.

1. Разработка тепловой схемы головного парогазового теплофикационного энергоблока как объекта переменной структуры Коренное повышение эффективности работы энергетики в России в на-тоящее время связывается с широким внедрением высокоэффективных, экологически истых парогазовых бинарных установок (ПГУ). Для обеспечения возрастающих теп-овых и электрических нагрузок северо-западной части г. Санкт-Петербурга, где плани-уется строительство 14700 тыс. м2 жилой площади и свыше 50 зданий и сооружений бщегородского значения, а также размещение предприятий точного машиностроения, адиотехнической, легкой промышленности, и сооружается парогазовая Северо - Западая ТЭЦ. Ее проектные показатели представлены в табл. №1. Однако до настоящего ремени не разработаны типовые технические задания для создания таких энергоуста-говок, особенно для ПГУ теплофикационного типа. Кроме того, не существовало даже етко сформулированных требований к таким энергоустановкам. В связи с этим автором [ под его руководством группой специалистов АО ВТИ, АО «СевзапВнипиэнергопро-юм, АО Ленэнерго и других организаций были разработаны «Исходные технические ребования к комплектной теплофикационной парогазовой установке ПГУ-450Т» 1,2,3,4,6], основными из которых являлись:

• при расчетной температуре -2.2 °С электрическая мощность блока (брутто) ¡олжна быть не менее 430 МВт, тепловая мощность - не менее 340 МВт при темпера-урном графике теплосети 150/70 °С и коэффициенте теплофикации 0,5;

• в конденсационном режиме при расчетных условиях электрическая мощность >лока должна быть не менее 450 МВт, КПД (нетто) не менее 50%;

• тепловая схема ПГУ должна базироваться на одной из наиболее мощных, на-[ежных и экономичных по состоянию на момент формулирования требований газотурбиной установки (ГТУ) V94.2 фирмы "Сименс";

• регулировочный диапазон электрических нагрузок в конденсационном режиме ;олжен составлять не менее 100 -г 25%.

Эти требования при обосновании технических решений были конкретизированы ледующим образом:

Таблица №1. Проектные технико-экономические показатели Северо - Западной ТЭЦ с четырьмя парогазовыми установками ПГУ-450Т.

Наименование показателей Единица измерения Величина

1 Установленная мощность: Электрическая, Тепловая МВт ГДж/ч 1800 . 6110

2 Топливо основное. Вид, Низшая теплота сгорания КДж/нм3 Газ 36008

3 Топливо основное: Вид, Низшая теплота сгорания КДж/нм3 Газ 36008

4 Топливо аварийное: Вид, Низшая теплота сгорания КДж/нм3 Дизельное Топливо

5 Максимально-часовые тепловые нагрузки: Пар, Горячая вода Т/ч ГДж/ч 47 12930

6 Годовой отпуск тепла: С паром, С горячей водой, Всего, В т.ч. отработанным паром Тыс. т Тыс. ГДж Тыс. ГДж Тыс. ГДж 272 29054 29832 29054

7 Выработка электроэнергии: Всего В т.ч. на тепловом потреблении Млн. Квтч Млн. Квтч 9730 9730

8 Отпуск электроэнергии Млн. Квтч 9410

9 Расход электроэнергии на собственные нужды: В т.ч. на отпуск электроэнергии На отпуск тепла % % Квтч/ГДж 3,6 1,5 6,0

10 Число часов использования установленной мощности: Электрической Тепловой Ч Ч 5445 5139

11 Расход натурального топлива Млн. нм3 2169

12 Расход условного топлива: всего на отпуск электроэнергии на отпуск тепла Тыс. т.у.т. Тыс. т.у.т. Тыс. т.у.т. 2665 1454 1211

13 Удельный расход условного топлива на отпуск: Электроэнергии тепла Г.у.т./КВтч Г.у. т./КВтч 154,5 170,0

14 КПД ТЭЦ по отпуску: Электроэнергии тепла % % 79,6 84,1

1. Термодинамическая эффективность тепловой схемы должна быть максимальной для заданной ГТУ.

2. Тепловая схема при максимально возможной простоте должна обеспечи-ать высокоманевренный режим эксплуатации в широком диапазоне тепловых и элек-рических нагрузок, легко автоматизироваться.

3. Тепловая схема должна обеспечивать высокую надежность блока при всех [агрузках и сочетаниях работающего оборудования.

4. Основное и вспомогательное оборудование по возможности должно быть «военным, апробированным в эксплуатации и ориентированным на создание на отече-твенном производстве.

Первое требование связано со степенью утилизации теплоты газов после ГТУ и ираметрамк вырабатываемого пара.

Глубокая утилизация теплоты сбросных газов ГТУ возможна только при генера-ши пара нескольких давлений, используемого затем в паровой турбине. Параметры па->а должны обеспечивать, во-первых, максимальный КПД паротурбинной установки и, ю-вторых, - безопасную конечную влажность пара в паровой турбине.

Глубокое охлаждение выхлопных газов ГТУ возможно при предельно низкой гемпературе питательной воды, что достигается отказом от ее регенеративного подог->ева в пароводяной части установки. Минимальная температура воды на входе в котел >пределяется точкой росы водяных паров, содержащихся в продуктах сгорания. Для триродного газа она составляет 45 •*■ 48 °С, поэтому для обеспечения бескоррозионной заботы теплообменных труб температура воды не должна быть ниже 55 +60 "С, а при ;жигакии жидкого топлива - ниже 1 Юн-120 °С [б].

Простота тепловой схемы достигается, в первую очередь, жесткой связью ГТУ и <отла-у та л изатор а по газовой стороне. В этом случае ГТУ и котел-утилизатор представ-тяют собой единый модуль, режим работы которого определяется ГТУ.

В связи с этим к котлу-утилизатору (КУ) предъявляются жесткие требования:

- он не должен влиять на график пуска ГТУ, т.е. ГТУ должна пускаться и останавливаться по своим графикам;

- он должен надежно работать при скользящем давлении пара перед паровой турбиной.

Поскольку паровая турбина является наиболее массивным элементом ПГУ, ограничивающим ее маневренные свойства, то должны предусматриваться устройства, исключающие ее влияние на режим работы ГТУ и котла-утилизатора, например, паровые байпасы.

Анализ необходимости установки байпасирующей трубы между ГТУ и котлом-утилизатором показал, что ее наличие:

• увеличивает площадь застройки под главным корпусом на 15-5-20% и требует увеличения капитальных вложений на 1+1,5%;

• усложняет эксплуатацию блока и не приводит к сокращению продолжительности пуска котла-утилизатора и паровой турбины (по результатам математического моделирования пусков, см. ниже);

• является потенциальным источником потерь тепла при нарушении плотности.

В связи с этим и были сформулированы приведенные выше жесткие требования к котлу-утилизатору.

Имеющаяся в составе ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ теплофикационная паровая турбина должна удовлетворять следующим специфическим требованиям:

• она должна работать на свежем паре двух давлений;

• она должна работать на скользящих параметрах пара, которые изменяются в широком диапазоне, определяемом температурой наружного воздуха и нагрузкой ГТУ;

• она должна допускать работу по тепловому графику с минимальным пропуском пара в конденсатор. Для этого турбина должна быть оснащена поворотной диафрагмой, расположенной в проточной части цилиндра низкого давления (ЦНД);

•она должна иметь в конденсаторе развитый встроенный пучок, позволяющий обеспечить пропуск подпиточной воды теплосети в количестве не менее 1500 м'/ч.

Еще одним специфическим требованием к тепловой схеме является обеспечение возможности эксплуатации блока в режиме ГТУ-ТЭЦ без паровой турбины.

Сформулированные выше требования отличаются от предъявляемых к обычным паросиловым блохам. Они были реализованы с помощью новых, не известных в отечественной тепловой энергетике решений [2, 4, 5, 6].

Как упоминалось ранее, максимальная термодинамическая эффективность ПГУ определяется глубиной охлаждения выхлопных газов ГТУ и максимально возможными параметрами пара, вырабатываемого в контурах котла-утилизатора. Выбор параметров пара осуществляется следующим образом:

• температура пара высокого давления первого контура определяется температурой выхлопных газов ГТУ минус температурный напор на "горячем" конце пароперегревателя; температурный напор на "горячем" конце пароперегревателя обуславливает его металлоемкость и, соответственно, стоимость; сюда можно также добавить и изменение аэродинамического сопротивления газовоздушного тракта. Существует противоречие: чем меньше температурный напор (выше температура пара), тем тяжелее, инерционнее и дороже пароперегреватель и наоборот. Целесообразное значение температурного напора на "горячем" конце пароперегревателя находится в пределах 10-30 °С. При этом также должен учитываться рост компоновочных и строительных затрат при увеличении поверхности нагрева.

• давление пара первого контура должно быть сопряжено с температурой и определяется так, чтобы избежать недопустимой влажности пара в конце процесса его расширения в паровой турбине;

• второй контур должен генерировать перегретый пар при минимальных температурных напорах и с параметрами, соответствующими параметрам пара в проточной части паровой турбины в точке, в которой он подается в турбину. Температура пара после второго контура определяется также температурой газов, но уже после первого контура.

Эти положения были выработаны после многочисленных расчетов и анализа различных систем утилизации тепла выхлопных газов ГТУ.

Более сложно определить количество генерируемого пара, от которого и зависит, главным образом, глубина утилизации теплоты выхлопных газов ГТУ. Главными критериями, определяющими количество генерируемого пара в контурах котла-утилизатора,

являются температурный напор на холодном конце испарителя (критический температурный напор, пинч - пойнт) и величина недогрева воды до кипения в водяных экономайзерах контуров.

Существенное влияние на глубину охлаждения газов оказывает деаэратор конденсата - его параметры работы и место включения. Традиционное подключение деаэратора по пару к отбору из турбины в ПГУ приводит к потере мощности, поэтому для эффективной деаэрации должно использоваться тепло выхлопных газов I ТУ. Идеальным способом была бы деаэрация конденсата в конденсаторе паровой турбины или использование для этой цели атмосферного деаэратора с отдельным испарительным контуром или на перегретой воде. Специальным анализом было установлено, что применение деаэратора при давлении близком к давлению во втором контуре и использование для деаэрации пара второго контура практически не приведут к потере мощности паровой турбины по сравнению с идеальной схемой. А поскольку оптимальным для ГТУ У94.2 является давление пара в контуре низкого давления около 0.7 МПа, то в ПГУ-450Т использован стандартный, хорошо освоенный в эксплуатации деаэратор ДП-1000 на 0.7 МПа [4,6].

Оригинальным техническим решением, позволяющим снизить температуру уходящих газов, является использование для подогрева подпиточной воды теплосети водо-водяного теплообменника в тракте рециркуляции конденсата. Открытый водоразбор требует от одного блока подпитки в теплосеть до 1500 м3/ч воды, которая должна проходить через специальную систему водоподготовки. Предварительно она подогревается во встроенных пучках конденсатора паровой турбины и упомянутых водо-водяных теплообменниках [б, 14]. С помощью этих теплообменников от каждого котла в теплосеть может дополнительно передаваться примерно по 30 ГДж/ч тепла, а с учетом охладителя конденсата греющего пара бойлеров - до 167 ГДж/ч.

Кроме того, водо-водяной теплообменник позволяет сохранить неизменными показатели работы котла-утилизатора в конденсационном и теплофикационном режимах работы ПГУ. Дело в том, что в теплофикационном режиме температура конденсата перед котлом возрастает по сравнению с температурой ее в конденсационном режиме. В режиме работы с закрытой диафрагмой она может достигать 95 °С, что приведет к ки-

пению конденсата в газовом подогревателе. Рециркуляция конденсата и его охлаждение позволяют этого избежать.

Выбранная газотурбинная установка V94.2 отличается широким диапазоном регулирования нагрузки с помощью поворотного входного направляющего аппарата (ВНА) компрессора- от 100 до 60%. Температура выхлопных газов сохраняется г»ри этом на номинальном уровне, а КПД ГТУ и соответственно ПГУ снижается сравнительно мало. Это благоприятно сказывается на надежности работы парогенеркругащнх контуров. Однако, как показали расчетные исследования, при нагрузках ГТУ менее 40% и низких температурах наружного воздуха возможно кипение вода в экономайзерах и газовом подогревателе конденсата. Оригинальным техническим решением, исключающим это явление, является установка регулирующих питательных клапанов не на входе в эти поверхности, а на выходе из них. Это также является особенностью данной ПГУ. В этом случае в экономайзера.! и газовом подогревателе конденсата обеспечивается более высокое давление воды, чем в паровых барабанах, что и создает необходимый запас по температуре питательной воды до закипания.

Расчетными исследованиями также установлено, что при температуре наружного воздуха выше +25 °С температура пара высокого давления может превышать 550 °С. В этих случаях требуется снижение температуры свежего пара до допустимых значений.

Все перечисленные выше технические решения реализованы в тепловой схеме ПГУ-450Т, представленной на рис. 1 [1,2,3,6].

Парогазовый энергоблок включает в себя:

- две газотурбинные установки V94.2 фирмы Сименс, изготовленные СП "Интертурбо";

- два котла-утилизатора производства АО ЗиО;

- одну паровую турбину производства АО ЛМЗ;

- четырехступенчатую теплофикационную установку;

- вспомогательное оборудование и системы.

Проведенные исследования и выбор эффективной тепловой схемы позволили сформулировать технические задания на разработку основного и вспомогательного оборудования энергоблока ПГУ-450Т, а затем и технические условия на поставку указанного оборудования. Автор руководил разработкой технических требований >i технических

t

Рис.1. Принципиальная тепловая схема теплофикационной ларогаювсй установки.

1 • ГТУ-1,2 газотурбиннач установка. 2 - Г электрический генератор. 3 - ВНА входной направляющий аппарат. 4 - КУ-1.2 котлы-утилизаторы, 5 - ПТ паровая турбина, 6 • конденсатор с встроенным пучком, 7 • КЭН-1 конденсатные насосы 1-ой ступени, 5 - БОУ блочная обессоливающая установка, 9 - ЮН-2 конд*нсатные насосы 2-ой ступени. 10 -конденсатор пара уплотнений, 11 - ПНД подогреватель низкого давления. 12 ■ сладитель конденсата бойлеров, 13 • Д деаэратор 0.6 МПа» - ПЭННД питательные насосы низкого давления, 15 - ПЭНВД питательные насосы высокого давления, 16- БРОУ БД, 17- СН-1 сетевые насосы 1-го подъема, 18 - СН-2 сетевые насосы 2-го подъема, 13» система подготовки подпиточной воды. 20 • ЕБТ-1,2 всдоводяной теплообменник подпиточной воды, 21 - ПСГ-1,2 подогреватели сетевой веды горизонтальные, 22 • ПС8-3.4 подогреватели сетевой воды вертикальные.

условий на вновь создаваемое оборудование блока и принимал непосредственное участие на всех стадиях проектирования, изготовления и стендовых испытаний этого оборудования. В результате было создано следующее новое оборудование для энергоблока ПГУ-450Т [1.2,3,7]:

- паровая теплофикационная турбина Т-150-7.7 (новая разработка АО ЛМЗ);

- турбогенераторы ТФГ (П) - 160-2УЗ (новая разработка АО «Электросила»);

- четырехступенчатая теплофикационная установка (новая разработка АО ЛМЗ);

- котлы-утилизаторы П-90 (новая разработка АО ЗиО);

- питательные и конденсатные насосы (новая разработка АО «Пролетарский завод»).

Котлы-утилизаторы имеют башенную компоновку поверхностей нагреза, выполненных из труб с поперечным спиральным оребрением. Выхлопные газы ГТУ в каждый котел-утилизатор подводятся снизу. Для глубокого охлаждения выхлопных газов в каждом котле размещаются два парогенерирующих контура - высокого (8.0 МПа) и низкого (0.65 МПа) давления. Контур высокого давления состоит из экономайзера, испарителя и пароперегревателя, контур низкого давления - из испарителя и пароперегревателя. Первым по ходу газов располагается контур высокого давления, вторым - контур низкого давления, на выходе из котла размещен газовый подогреватель конденсата (ГПК).

Испарители высокого и низкого давления имеют многократную принудительную циркуляцию.

Для сохранения котла в горячем резерве или для прогрева при пуске в барабан высокого давления может подаваться пар от постороннего источника. Для этой же цели предусматривается и отключающая газовая заслонка на выходе из котла.

Паровая турбина имеет два цилиндра - цилиндр высокого давления (ЦВД) и двухпоточный ЦНД. Пар высокого давления подводится через два блока выносных сто-порно - регулирующих клапанов. Парораспределение дроссельное. К каждому блоку клапанов подводится пар от одного котла. Каждый паропровод отключается от паровой турбины двумя главными паровыми задвижками (ГПЗ-1 и ГГО-2). Для прогрева ЦВД при пусках предусмотрены паровые байпасы ГГО-2. Пар низкого давления подводится непосредственно через корпус ЦВД, между 16-й и 17-й ступенями. В ресивере между

ЦВД и ЦНД предусмотрен сепаратор для отвода влаги. Для эффективного регулирования тепловой нагрузки применена плотная поворотная диафрагма, закрытие которой обеспечивает минимальный пропуск пара в конденсатор. Конденсатор турбины охлаждается циркуляционной водой, тепло от которой отводится в "мокрой" градирне. Для снижения потерь тепла с циркуляционной водой конденсатор оснащен также встроенным пучком, охлаждаемым подпиточной водой теплосети.

Для согласованного с основными режимами эксплуатации выбора параметров низкопотенциальной части ТЭЦ (градирен и конденсаторов паровых турбин) была разработана методика и проведены оптимизационные расчеты [7]. Их основные результаты приведены в таблице №2.

Комплексный технико-экономический анализ показал, что оптимальными для Северо-Западной ТЭЦ являются: установка двух градирен площадью орошения по 3200 м2, площадь поверхности основных пучков конденсатора 9000 м2, расчетный расход циркуляционной воды 19000 м3/ч, номинальная скорость циркуляционной воды в трубах конденсатора 1,92 м/с, диаметр конденсаторных трубок при принятой в проекте конденсатора длине (10 м) 28/36 мм, гидравлическое сопротивление основных пучков конденсатора 5,0 Па.

При выборе таких характеристик давление в конденсаторе на максимальном конденсационном режиме при номинальной температуре охлаждающей воды 27 "С составит 10,6 Кпа. Как видно из таблицы №2 капитальные вложения в электростанцию уменьшатся на 1,4 млн. руб., в том числе 1,2 млн. руб. составит экономия от сокращения количества градирен с трех до двух; соответствующая экономия приведенных затрат - приблизительно 130 тыс. руб. в год с учетом снижения располагаемой мощности ТЭЦ в среднем за неотопительный период примерно на 4 МВт.

Потери циркуляционной воды с капельным уносом из градирен уменьшатся на 7 т/ч, благодаря сокращению общестанционного расхода циркуляционной воды с 88000 до 76000 т/ч.

Данные выше рекомендации экономически оправданы даже при условии, что каждая из турбин Северо-Западной ТЭЦ будет работать первые 2-3 года на максимальном конденсационном режиме (без тепловой нагрузки) как в неотопительный, так и в отопительный периоды.

Таблица №2. Показатели сравнительной технико-экономической эффективности вариантов Северо-Западной ТЭЦ с проектными и оптимальными характеристиками низкопотенциальной часта

Характеристики, показатели Мощность Северо-Западной ТЭЦ

2366 1183

Проектная нагрузка горячего

водоснабжения ТЭЦ в неотопительный 296 102

период, МВт 4 2

Количество турбин Т-150-7,7 на ТЭЦ

Варианты характеристик Проектные Оптимальные Проектные Оптимальные

низкопотенциальной части

Количество градирен на ТЭЦ пл

орошения 3200 м2 3 2 3 2

Площадь поверхности конденсатора

турбины, м2 10 000 9 000 10 000 9 000

Расход ' циркуляционной воды на 22 000 19 000 22 000 19 000

турбину т/ч 2,00 1,92 2,00 1,92

Скорость циркуляционной воды в

трубках, м/с

Количество одновременно работающих

турбин в неотопительный период 3 4 3 4 1 2 1 2

Расчетная длительность работы турбин

в неотопительный период, ч/год 2820 680 2820 680 1410 2090 1410 2090

Показатели турбин в неотопительный

период при средних значениях

температуры воздуха +15 °С и

влажности 73% : 400 440 400 440 395 480 395 480

Расход пара в конденсатор турбины, т/ч 24,2 27,1 24,2 27,1 24,1 25,1 24,1 25,1

Температура охлаждающей воды, °С 6,23 7,8 6,23 7,8 6,2 9,9 6,2 9,9

Давление в конденсаторе, Кпа 36,9 40,9 36,9 40,9 36,6 39,2 36,6 39,2

Температура конденсата перед БОУ, °С

Снижение мощности С-3 ТЭЦ

относительно варианта с проектными 4,20 7,20 0,31 1,12

характеристиками низкопотенциальной - - - -

части, МВт - - 3,35 6,10 - - 0,03 0,56

Брутто

Нетто

Изменение общестанционных

показателей относительно

соответствующих проектных вариантов

ТЭЦ:

Средневзвешенное за неотопительный 3,90 0,34

период снижение мощности ТЭЦ нетто,

МВт 5050 440

Перерасход топлива в энергосистеме. 1410 105

т.у.т./год 131 6,0

Экономия капиталовложений, млн. руб

Экономия приведенных затрат, млн.

руб/год

Вследствие выбора оптимальных характеристик низкопотенциальной части вме-то принятых в проекте Северо-Западной ТЭЦ температура циркуляционной воды в еотопительный период возрастает при прочих равных условиях на 2,5-3 °С, соответст-ующие давления в конденсаторах повысятся на 2,-2,5 КПа и температура конденсата еред БОУ на 4-5 "С. В частности, для наивысшей температуры воздуха (25-26 °С) и аботы электростанции с проектной нагрузкой горячего водоснабжения (1070 ГДж/ч) качения этих параметров составят:

Параметры

Температура циркуляционной воды, °С Давление в конденсаторах, КПа Температура конденсата перед БОУ, °С

При одновременной работе трех турбин четырех турбин

32,5 35,0

10,1

46

12,6

50,5

Они будут находиться в допустимых пределах.

Для первой очереди строительства Северо-Западной ТЭЦ (две ПГУ-450Т) оправ-щно устройство одной градирни площадью орошения 3200 м2 и применение конденсаторов с указанными выше оптимальными характеристиками.

Даже при отсутствии нагрузки горячего водоснабжения и одновременной работе збоих энергоблоков основные параметры низкопотенциальной части турбин Т-150-7,7 три летних температурах наружного воздуха составят:

Температура наружного 15 25-26 воздуха, °С

Температура циркуляцион- 31 36 ной воды, "С

Давление в конденсаторах, 12,6 16,2 КПа

Температура конденсата 51 55,5 перед БОУ, °С

Температура конденсата перед БОУ выше предельно допустимой. С учетом это) целесообразно для первой очереди Северо-Западной ТЭЦ строительство двух градире с вводом их в эксплуатацию одновременно с первым и вторым энергоблоками.

Электрические генераторы турбин охлаждаются воздухом.

Теплофикационная установка состоит из четырех ступеней подогрева сетевой вод в двух горизонтальных (ПСГ-1 и ПСГ-2) и двух вертикальных (ПСВ-3 и ПСВ-4) подо ревателях сетевой воды. ПСВ-3 и ПСВ-4 по пару подключены таким образом, что пар них может поступать как из отборов паровой турбины, так и непосредственно от ко' лов-утилизаторов. В последнем случае паровая турбина может быть отключена, а блс будет отпускать максимальное количество тепла. ПСВ-3 и ПСВ-4 подключены по сет( вой воде таким образом, чтобы можно было отпускать горячую воду двумя потокам] имеющимим разную температуру.

Конденсатно-питательный тракт включает в себя блочную обессоливающую уст; новку, конденсатор пара уплотнений паровой турбины, подогреватель низкого давл( ния, включаемый при работе ГТУ на жидком топливе, деаэратор на 0.7 МПа, конденса* ные и питательные насосы.

Каждая ГТУ представляет собой одновальный агрегат, оснащенный двумя вынесе! ными малотоксичными камерами сгорания, которые обеспечивают концентрацию оки дов азота в выхлопных газах не более 25 млн*' (при 15% 02 в выхлопных газах). 0< новное топливо газовых турбин - природный газ, дизельное топливо используется ка аварийное.

Для пуска блока при различных сочетаниях работающего оборудования в схеме редусматриваются пуско - сбросные устройства: быстродействующая редукционно-хладительная установка (БРОУ) высокого давления и редукционная установка (РУ) изкого давления. Кроме прямого назначения, они используются для редуцирования ара при работе блока только с ПСВ-3 и ПСВ -4. При пусках блока пар может сбрасы-аться либо в конденсатор, либо в ПСВ при наличии тепловой нагрузки. Последний ва-иант является предпочтительным, так как исключает пусковые потери тепла. Пуск па-овой турбины при этом осуществляется посредством постепенного перевода пара с 1СВ на паровую турбину в соответствии с графиком ее пуска.

Для исключения недопустимого повышения температуры пара высокого давления еред паровой турбиной (выше 550 °С), что возможно при высоких температурах агмо-ферного воздуха, в каждом паропроводе предусматриваются впрыскивающие пароох-адители. Эти же пароохладители используются для поддержания в заданных пределах емпературы пара при пуске паровой турбины.

Для предотвращения заброса котловой воды в пароперегреватель при взбухании ровня во время пуска диаметры паровых барабанов должны быть существенно больше, ем у энергетических котлов: барабан высокого давления имеет диаметр 2400 мм, барабан низкого давления - 2200 мм. Чтобы исключить высокие температурные напряжения тенку барабана высокого давления выполняют из специальной стали толщиной 52 мм.

Насыщенный пар из барабана направляется в пароперегреватель, где перегревается Ю температуры, соответствующей нагрузке ГТУ.

Котлы-утилизаторы и паровая турбина являются пассивными элементами блока, [аропроизводительность и мощность которых полностью зависят от режима работы га-овых турбин. Нагрузка каждой ГТУ может изменяться двумя способами: с помощью ША и регулирующего топливного клапана, а также с помощью только топливного кла-гана. В первом случае при изменении нагрузки каждой ГТУ от 100 до примерно 60% |беспечивается максимальная экономичность блока [9]. Во втором случае ГТУ может >ыть разгружена вплоть до холостого хода при значительном снижении КПД. Основ-гым режимом работы паровой части блока является режим скользящего давления, шжняя граница которого по техническим ограничениям котла-утилизатора соответст->ует примерно 50%-ной нагрузке ГТУ.

В паровую турбину пар от каждого котла поступает по отдельному паропроводу При работе двух ГТУ при нагрузках 60-И 00% регулирующие клапаны высокого и низ кого давления полностью открыты, при нагрузках ниже 60% номинальной клапаны тур бины поддерживают 4,0 МПа за контуром высокого давления и 0.45 МПа за контурои низкого давления.

После конденсатора турбины конденсат конденсатными насосами первой ступеш подается в блочную обессоливающую установку (БОУ), сюда же после дополнительно« охлаждения поступает конденсат из сетевых подогревателей. БОУ может быть байпа сирован по основному конденсату при повышении его температуры на входе в БОУ Конденсатными насосами второй ступени конденсат направляется в газовые подогрева тели конденсата (ГПК), после которых поступает в деаэратор, Для исключения кипе ния конденсата за каждым ГПК перед деаэратором устанавливается регулирующие клапан, обеспечивающий давление в ГПК, превышающее давление насыщения. Дш обеспечения необходимого недогрева конденсата до температуры насыщения в деаэраторе (5н-Ю °С) в непредвиденных случаях предусматривается полный байпас ГПК.

2. Анализ возможных и выбор наиболее эффективных режимов работы ПГУ

Тепловая схема ПГУ-450Т разработана таким образом, чтобы обеспечить любое сочетание электрической и тепловой нагрузок из регулировочного диапазона электрических нагрузок и от максимального значения тепловой нагрузки до конденсационного режима.

Парогазовый блок ПГУ-450Т может эксплуатироваться в режимах, структура которых представлена на рис. 2. Однако количество режимов, при которых варьируются состав подключаемых подогревателей (от двух до четырех) и способ их подключения по греющему пару (например, комбинация отборов, БРОУ высокого давления (ВД), РУ низкого давления (НД)), может быть существенно большим, чем представлено на рис .2.

Электрическая нагрузка ГТУ и количество отпускаемого блоком тепла зависят от температуры атмосферного воздуха, а также от выбранного состава и режимов работающего оборудования. При работе по тепловому графику одинаковому количеству отпускаемого тепла могут соответствовать различные электрические нагрузки при разном

Рис.2 Структура эксплуатационных режимов ПГУ-450Т.

составе оборудования и нагрузке ГТУ. Если к этому еще добавить возможность работь второй ГТУ при нагрузке, отличающейся от нагрузки первой ГТУ, то понятна необхо димость выбора наиболее экономичных составов и режимов работы оборудования пр1 заданных значениях тепловой нагрузки и температуры атмосферного воздуха еще н; этапе проектирования.

В связи с вышеизложенным в качестве задач исследования рассматривались [9]:

• определение возможных областей работы ПГУ-450Т в зависимости от со става оборудования, температуры наружного воздуха и диапазонов изменения электри ческой и тепловой нагрузок;

• выбор наиболее экономичных режимов работы для произвольного сочета ния оборудования ПГУ и температур наружного воздуха (-40-И-40) °С.

Автором на математической модели ПГУ, разработанной в ВТИ, были проведе ны многовариантные расчетные исследования по определению областей возможных на грузок ПГУ-450Т. В результате исследований получена сводная диаграмма режимо ПГУ-450Т, а также диаграммы режимов ПГУ в диапазоне изменения температур наруж ного воздуха от -40 °С до +40 °С.

Эта задача решена расчетом показателей блока и его оборудования для каждого и указанных выше режимов, при различных положениях регулирующей диафрагм] ЦНД паровой турбины, при работе одной и двух газовых турбин. Одновременно прове рена допустимость этих режимов для обеспечения надежности оборудования. Кром того, определены показатели блока при неодинаковой нагрузке газотурбинных устанс вок.

Наиболее просто обеспечивается работа блока в полном составе в регулировочно: диапазоне нагрузок (от пиковой нагрузки при полностью открытом ВНА до нагрузк при полностью прикрытом ВНА).

Основным является режим скользящих параметров пара контура высокого давле ния. Пределами рабочего давления пара за котлами являются:

• в контуре ВД - 4.0-5-8.6 МПа;

• в контуре НД - 0.45-^0.9 МПа.

Верхний предел температуры пара ВД перед турбиной 550°С. При ее превышении включаются в работу впрыскивающие пароохладители.

Для уменьшения износа котла-утилизатора изменять нагрузку в диапазоне 60 -100% целесообразно только с помощью ВНА.

При нагрузке блока не более 50 % номинальной, может возникнуть несколько вариантов, предпочтительность тех или иных из них определяется следующими условиями:

• продолжительностью несения этой нагрузки;

• исходной нагрузкой блока.

Если исходная нагрузка блока равна нулю, т. е. блок пускается и ему задана нагрузка не более 50 % номинальной, проводится пуск и нагружение одной ГТУ. Вторая ГТУ должна пускаться только тогда, когда блоку будет задана нагрузка более 50 % номинальной.

Если продолжительность несения нагрузки меньше 50 % номинальной определяется несколькими часами, а исходная нагрузка блока более 50 % номинальной, то преимущество следует отдать работе блока с двумя ГТУ. Если же продолжительность несения этой нагрузки определяется десятками часов, то одну ГТУ следует остановить и продолжать работу блока с оставшейся ГТУ. Граница выгодности одного из этих режимов определяется сравнением потерь топлива и уменьшением ресурса от останова и последующего пуска одной ГТУ с потерями топлива из-за снижения экономичности блока при его работе с двумя ГТУ.

Разгрузка блока до нагрузки менее 50 % номинальной с остановом одной ГТУ может проводиться несколькими способами:

1. Обе ГТУ параллельно разгружаются до нагрузки 50 %, после этого одна ГТУ останавливается, а вторая нагружается до заданной нагрузки блока. Хотя эта технология наиболее часто упоминается в литературе, она имеет ряд крупных недостатков:

• при снижении нагрузки ГТУ до 60% номинальной снижается температура пара, металла паропроводов и паровпуска паровой турбины;

• при нагружении оставшейся в работе ГТУ температура паропровода от своег котла-утилизатора к паровой турбине восстанавливается практически до номинальног значения.

Таким образом, разгрузка блока приводит к циклическому изменению температур! металла паропроводов и паровпуска паровой турбины.

2. Одна ГТУ остается на исходной нагрузке, а вторая разгружается до нагрузки, оп ределяемой максимальной разностью температур потоков пара, поступающих от обои: котлов на вход в паровую турбину (ее значение будет уточнено в процессе проведени пусконаладочных работ). После этого котел разгружаемой ГТУ отключается от парово] турбины, переводится на свои БРОУ ВД и РУ НД со сбросом пара либо в конденсато] паровой турбины, либо в ПСВ для утилизации тепла сбросного пара, а оставшаяся в ра боте ГТУ переводится на заданную нагрузку (нагружается, либо разгружается). По это! технологии оставшиеся в работе паропровод и паровпуск цилиндра высокого давлен ш паровой турбины практически не испытывают циклических изменений температуры Кроме того, количество операций уменьшается по сравнению с предыдущей технологи ей.

Как указывалось выше, тепловая нагрузка может покрываться различными спосо бами.

На рис.3 представлена область тепловых и электрических нагрузок, покрываема; ПГУ-450Т, а на рис. 4, 5 в качестве примера эти области конкретизированы для дву? температур наружного воздуха - -2.2 °С и +15 "С [9].

Диапазоны электрической и тепловой нагрузок представляют собой область ограниченную осью ординат (конденсационные режимы), линией работы блока без па ровой турбины и линиями работы блока при пиковой, базовой (100%) и пониженны; (10, 20, 40 и 60%) нагрузках ГТУ. Минимальная теплофикационная нагрузка ограниче на 210 ГДж/ч, при которой еще возможна вакуумная деаэрация подпиточной воды. Теп ловые нагрузки вне этой замкнутой области могут покрываться блоком только совмест но с пиковыми водогрейными котлами. Внутри замкнутой области представлены лиши режимов работы паровой турбины с открытой (100%) и закрытой (0%) регулирующе! диафрагмой.

РиоЗ СВОДНАЯ ДИАГРАММА РЕЖИМОВ РАБОТЫ ПГУ-450Т

ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ТЕМПЕРАТУРАХ НАРУЖНОГО ВОЗДУХА_ +в°с _ -40°с _,___-идя:___ -г,г°с

к>

Рис.4 ДИАГРАММА РЕЖИМОВ РАБОТЫ ПГУ-450Т

ПРИ ТЕМПЕРАТУРЕ НАРУЖНОГО ВОЗДУХА МИНУС 2,2 °С

г 5 гп X юох

с * О О

о г• 1Г МГ гт] IV X 60% V - пик ■у х ЮОХ ГУ X 40%

г ГУ х ВОЯ ту х гох

, ¿Г гпу х 1ГТУ X с 40% 10% 0%

О 60 100 Цт. Гкал/ч

ДИАГРАММА РЕЖИМОВ РАБОТЫ ПГУ-450Т ' ПРИ ТЕМПЕРАТУРЕ НАРУЖНОГО ВОЗДУХА +15° С

Зона возможных режимов работы ПГУ состоит из двух сегментов, соответствующих работе одной и двух газотурбинных установок, которые имеют область перекрыта. Линии аналогичных режимов для зоны работы одной газовой турбины лежат левее я выше соответствующих линий работы двух газовых турбин. Это свидетельствует о эольшей эффективности покрытия частичных нагрузок блока при одной работающей газотурбинной установке, чем при двух в зоне перекрытия областей [9]. Однако абсолютная величина тепловых нагрузок при одинаковой электрической мощности при ра->оте одной ГГУ меньше, чем при работе двух ГТУ.

Таким образом, одна и та же тепловая нагрузка может покрываться различными ;пособами и разными составами работающего оборудования:

• одной или двумя ГТУ при соответствующих нагрузках,

• при закрытой (0%) или открытой (100%) диафрагме паровой турбины,

• с двумя ПСГ,

• с ПСГ+ПСВ,

• при отключенной паровой турбине.

При этом возникает вопрос об оптимизации состава оборудования блока и его ре-ютах или нагрузке.

Главным критерием для нее является получаемая максимальная прибыль, которая ;ависит от объема продаж тепловой и электрической энергии. Этот критерий должен ^пользоваться на оперативном интервале действия тарифов на электрическую и тепло-!ук> энергию.

При эксплуатации главным показателем, влияющим на прибыль, является суммар-шй расход топлива на отпуск электрической и тепловой энергии [8].

В результате проведенных исследований составлена технологическая карта, регла-«ентирующая состав оборудования ПГУ и его показатели для обеспечения минимально-х) расхода топлива в зависимости от заданных электрической и тепловой нагрузок. Кар-■а определения состава оборудования в дальнейшем была использована при разработке лгоритмов управления в АСУ ТП блока.

В теплофикационном режиме в отопительный период при оптимальных составах |борудования и параметрах его работы обеспечиваются (по физическому методу разде-

ления затрат топлива) следующие удельные расходы условного топлива на выработан ную электроэнергию (табл. №3):

Таблица №3. Удельные расходы топлива в ПГУ-450Т в зависимости от температуры

наружного воздуха при оптимальном составе оборудования.

Температура наружного воздуха, "С -40 -26 -14.7 -2.2 +8

Тепловая более менее более менее Более менее более менее Более менее

нагрузка, 580 290 540 460 540 415 500 415 665 415

ГДж/ч

Удельный расход топлива, г/(кВт.ч) 150160 210 150 180206 143148 165205 140145 160185 135145 154

Диаграммы режимов свидетельствуют о большей эффективности работы блока I одной ГТУ по сравнению режимом работы с двумя ГТУ в зоне перекрытия нагрузок. Н; рис.6 представлено сравнение удельных расходов условного топлива в этих режима: при температуре наружного воздуха +15 °С, из которого видно, что в зоне переключе ния с двух на одну газовую турбину удельный расход топлива снижается примерно к 10% (около 30 г/кВт-ч условного топлива).

Более высокая экономичность блока отмечается также при увеличении количеств ступеней подогрева сетевой воды свыше двух.

Показатели одного блока ПГУ-450Т в номинальном режиме представлены ниже табл. № 4, 5, где ПТ - паровая турбина, К -конденсатор, ВП - встроенный пучок, ТФ теплофикационная установка.

b, г/(квт*ч) 400.

350.

300.

250.

200.

0 100 200 300 400 N, МВт

Рис 6 ЗАВИСИМОСТЬ УДЕЛЬНОГО РАСХОДА УСЛОВНОГО ТОПЛИВА ОТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ ПГУ ПРИ ВКЛЮЧЕНИИ ОДНОЙ (1) И ДВУХ (2) ГТУ ПРИ ТЕМПЕРАТУРЕ НАРУЖНОГО ВОЗДУХА +15 °С

- — конденсационный режик — — — — тештофэтациониый режнм

Таблица №4. Выработка электрической мощности и тепла при различных темт турах атмосферного воздуха.

Структура оборудования блока Электрическая мощность, МВт и Тепловая мощность, ч при температуре атмосферного воздуха, °С

-40 -26 -14.7 -2.2 +8

2ГТУ+2КУ+ПТ+К+В П+ТФ(100%) 448,63 1451,5 449,63 1461,0 454,96 1492,8 446,26 1482,9 430 1446,4

1ГТУ+1КУ+ПТ+К+В П+ТФ(100%) 227,12 740,5 227,67 745,1 230,35 745,3 224,48 736,95 216,94 716,1

2ГТУ+2КУ+ТФ 346,51 1888,9 346,22 1902,6 345,95 1937,99 332,3 1938,6 315,73 1901,65

1ГТУ+1КУ+ТФ 173.31 955,81 173.17 544,4 173,01 973,27 166.17 968,12 157,88 949,4

2ГТУ+2КУ+ПТ+К 509,69 0 513,14 0 496,7 0 457,00 0 399,82 0

1ГТУ+1КУ+ПТ+К 256,54 0 258,32 0 249,93 0 229,18 0 199,36 0

Таблица №5. Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии по физическому методу разделения затрат топлива, г/(кВт.ч)

Состав блока Температура атмосферного воздуха, °С

-40 -26 -14.7 -2.2 +8

2хГТ+2хКУ+ПТ+К+В П+ТФ(100%) 157.11 152.86 146.60 141.62 138.99

1хГТ+ 1хКУ+ПТ+К+В П+ТФ(100%) 152.70 148.50 144.96 141.54 139.01

2хГГ+2хКУ+ТФ 155.18 149.78 143.62 137.79 134.20

1хГТ+1хКУ+ТФ 152.63 147.12 142.65 138.05 134.54

2хГТ+2хКУ+ПТ+К 247.12 241.15 241.33 244.34 250.50

1 хГТ+1 хКУ+ПТ+К 245.49 239.52 239.80 243.61 251.27

Таким образом, на основании проведенных исследований получены все необходимые исходные данные для реализации оптимальных режимов работы энергоблока ЛГУ-450Т на базе разработанной АСУ ТП блока.

3. Разработка технологических алгоритмов пусковых и переходных режимов

В качестве основных переходных режимов для головного энергоблока ПГУ-450Т должны быть приняты следующие [1,9]:

• пуски (остановки) блока из всех исходных тепловых состояний при полном составе оборудования;

• пуски одного котла - утилизатора с последующим подключением второго, - режимы останова «полублока» (одного котла - утилизатора);

• разгрузки блока в пределах регулировочного диапазона нагрузок при полном составе оборудования;

• разгрузки блока при неполном составе оборудования;

• подключения - отключения теплофикационной установки, изменения тепловой нагрузки в широком диапазоне без отключения паровой турбины;

• отключение паровой турбины при работе блока по тепловому графику с переводом пара из котлов - утилизаторов на ПСВ-3 и ПСВ-4 и обратные режимы, при которых паровая турбина пускается переводом пара от подогревателей сетевой воды ПСВ-3 и ПСВ-4.

Такой выбор продиктован следующей, полученной на основании расчетного анализа требований к режимам эксплуатации установки ПГУ-450Т необходимостью обеспечить:

•продолжительность пусковых режимов установки за заданные, зачастую весьма короткие, промежутки времени (от 45 мин до 3 ч в зависимости от теплового состояния);

• заданное количество пусковых режимов за 1 год в течение всего ресурса;

• надежностью работы оборудования в условиях теплового графика, отпуск тепловому потребителю необходимого количества тепла с заданной графиком температурой прямой сетевой воды;

•максимальную экономичность установки при ее работе в пределах регулировочного диапазона нагрузок;

• целесообразный по экономичности регулировочный диапазон нагрузок ПГУ-450Т.

Указанные переходные режимы легли в основу разработки алгоритмов управления оборудованием ПГУ как наиболее характерные для установок такого типа.

При реализации теплофикационных режимов ПГУ-450Т в частности обеспечиваются:

• перевод блока из конденсационного режима на режим работы по тепловому графику, когда наиболее сложными технологическими этапами являются безударное заполнение сетевых подогревателей, последующее повышение давления в отборах, а также необходимые переключения в схеме отвода конденсата греющего пара отборов в линию основного конденсата;

• режим увеличения (уменьшения) тепловой нагрузки с подключением (отключе-ние«*) подогревателей сетевой воды ПСВ-3 и ПСВ- 4, в сочетании со снижением (увеличением) нагрузки паровой турбины и блока при последовательной по ходу сетевой воды работе подогревателей сетевой воды;

• режим перехода на максимальную тепловую нагрузку блока с отключением паровой турбины и переключениями в тепловой схеме блока в связи с необходимостью питания обоих подогревателей ПСВ-3 и ПСВ-4 параллельно по сетевой воде, что вызывает значительные возмущения по температуре прямой сетевой воды на выходе из блочной теплофикационной установки;

• пуски блока ПГУ-450Т без паровой турбины со сбросом пара из котлов непосредственно в подогреватели ПСВ-3 и ПСВ-4.

Технологически наиболее сложными из перечисленных представляются режимы пуска с отводом пара из котлов на подогреватели ПСВ-3 и ПСВ-4 без паровой турбины и подключение паровой турбины к работающему оборудованию, когда необходимо одновременно с ее пуском снижать теплофикационную нагрузку блока и проводить переключения в схеме подвода сетевой воды.

Газовые турбины У94.2 могут пускаться двумя способами, отличающимися только скоростью увеличения нагрузки: "медленно" - со скоростью нагружения после включения генератора в сеть - 11 МВт/мин (1) , и "быстро" - со скоростью нагружения 30 МВт/мин (2).

Первый из названных способов нагружения газовых турбин ориентирован на ис-ггользование принципа скользящего давления свежего пара контура высокого давления, по уменьшает износ оборудования паросиловой части парогазовой установки и снижа-:т потерн топлива при пусках. Указанный «медленный» тип пусков ПГУ осуществляйся при последовательном подключении основного оборудования установки: пускается выбранная первой газовая турбина (ГТУ1) с котлом-утилизатором (КУ1) и паровая тур-5ина, затем - вторая газовая турбина (ГТУ2) с котлом - утилизатором (КУ2) и прово-1ится дальнейшее нагружение паровой турбины (ПТ) до номинальной нагрузки.

Структурная технологическая схема (последовательность) запуска оборудования 1ГУ при таком пуске может быть изображена как:

1уск (ГТУ1 + КУ1) -> Нагружение (ПТ) до 50% -> Пуск (ГТУ2 + КУ2) Нагружение(ПТ) до 100% нагрузки ' (1)

В то же время возможны режимы пуска, когда сначала одновременно (или с небольшим интервалом по времени) пускаются обе газовые турбины и котлы - утилизаторы и нагружаются с максимальной скоростью до номинальной нагрузки, после чего на номинальных параметрах пара пускается паровая турбина. При этом пар из котлов до подачи его в турбину отводится в конденсатор паровой турбины.

Частным случаем является пуск одной газовой турбины и ее котла - утилизатора на большой скорости с последующим подключением паровой турбины к работающему на номинальной нагрузке котлу - утилизатору.

Структурная технологическая схема (последовательность) операций при пусках в этом случае может быть изображена как:

Одновременный (или последовательный) пуск ((ГТУ1 + КУ1) + (ГТУ2 + КУ2)) -» -> Нагружение(ПТ) до 100% нагрузки (2)

Возможен также пуск блока при параллельном нагружении обеих газовых турбин на медленной скорости и соответствующем одновременном нагружении обоих котлов -утилизаторов (так называемая "моноблочная" технология, аналогичная пускам газовых турбин на большой скорости) и последующем пуске паровой турбины.

Основные отличия указанных двух основных типов пусковых режимов ПГУ связаны с технологическими операциями при пуске паротурбинной части установки. Что касается пуска и нагружения газовых турбин и котлов-утилизаторов, то отличие «медленного» пуска заключается в необходимости продолжительной (30 - 40 мин) работы газовой турбины при минимально допустимой нагрузке для поддержания заданной тепловым состоянием паровой турбины необходимой температуры газов на входе в котел - утилизатор. При этом самые большие ограничения связаны с пусками ПГУ из холодного состояния, о чем будет сказано ниже.

После заполнения и прокачки пароводяного тракта котла, вентиляции его газохода сжатым в компрессоре воздухом, что обеспечивается вращением газовой турбины до начала зажигания камер сгорания при частоте вращения 400 об/мин, и уменьшения абсолютного давления в конденсаторе паровой турбины (последнее требование относится

с пускам блока в конденсационном режиме) производится запуск газовой турбины и ее [агружение до минимально допустимой нагрузки 20 МВт. Такая нагрузка газовой тур-)ины позволяет обеспечить минимальную температуру газов перед котлом - утилизато->ом 420+450 °С, что приемлемо для пускоп из холодного состояния прн исходных тем-кратурах металла паровой турбины в сечении паровпуска цилиндра высокого давле-шя менее 150 °С.

Повышение давления пара в контуре высокого давления обеспечивается посте-1енным открытием БРОУ со скоростями, определяемыми режимом прогрева котла (не ¡олее 0,2 МПа/мин), и изменениями уровня воды в барабане высокого давления. При том температура газов на выходе из газовой турбины 420+450 °С поддерживается в ipouecce начального набора тепловой мощности котла, что вполне достаточно для продления плавного предварительного прогрева тракта высокого давления (паропроводов вежего пара) и узла паровпуска цилиндра высокого давления (ЦВД) паровой турбины [рн пусках из холодного и неостывшего состояний.

Необходимая предтолчковая температура пара контура высокого давления (за [усковыми впрысками) определяется тепловым состоянием металла ЦВД паровой тур-ины и при пусках из холодного состояния должна составлять 300+350 °С. При этом .авление пара в контуре составляет 4+4,5 МПа.

Следует отметить, что использование для пускового регулирования температуры ара впрысков за котлами - утилизаторами после расчетной оценки термонапряженно-э состояния узла паровпуска ЦВД турбины может быть ограничено, что, безусловно овысит надежность оборудования (главным образом толстостенных элементов тракта ысокого давления и паровой турбины) при переходных режимах.

Что касается контура низкого давления, то параметры пара в нем на этом этапе табилизируются на уровне 0.45 + 0.5 МПа и 180+190°С. В дальнейшем параметры пара онтура низкого давления возрастут в процессе нагружения газовой турбины до номи-альных значений (0.63 МПа и 200 +210°С).

В качестве условий завершения предварительного прогрева тракта свежего пара осле котлов - утилизаторов выбраны следующие:

• предтолчковые параметры пара высокого давления - давление 4-И,5 МПа, температура пара па 100 °С больше температуры металла ЦВД в сечении паровпуска для пусков из неостывшего состояния, или около 350 °С при пусках из холодного состояния;

• температура металла паропроводов контура высокого давления должна быть больше температуры металла ЦВД в сечении паровпуска;

• разность температур металла ЦВД в сечении паровпуска и металла корпусов стопорных клапанов высокого давления должна составлять не более 50 °С.

Пуски паровой турбины из всех тепловых состояний проводятся в конденсационном режиме на скользящем давлении пара.

Подача пара и нагружение паровой турбины при пусках газовых турбин на медленной скорости (11 МВт/мин) проводится в следующем порядке:

• после окончания подготовительных операций на турбине (снижения абсолютного давления в конденсаторе) предварительно прогревают паропроводы контуров высокого и низкого давления;

• подают пар высокого давления в турбину;

• увеличивают частоту вращения паровой турбины до номинальной, включают генератор в сеть и набирают начальную нагрузку в зависимости от теплового состояния паровой турбины;

• нагружают турбину открытием регулирующих клапанов высокого давления и постепенным прикрытием РОУ;

• подключают контур низкого давления после повышения температуры в камере отбора (1б-я ступень ЦВД) до 190-^200 °С, чтобы избежать охлаждения паровпуска низкого давления турбины (это соответствует нагрузке паровой турбины не менее 40+50 МВт).

Следует обратить внимание на еще одно явление. Открытие главных паровых задвижек низкого давления при подключении контура низкого давления может привести к существенному повышению уровня воды в барабанах низкого давления котлов - утилизаторов. Для того чтобы избежать этого явления, в тепловой схеме Г1ГУ - 450Т предусмотрены байпасы этих задвижек малого диаметра, которые должны обеспечить без-

ударное (плавное, с заданными скоростями) подключение контура низкого давления к паровой турбине.

Для подключения контура низкого давления существенным, кроме указанного, является: температурное состояние паропроводов низкого давления перед подачей пара в турбину, эффективность дренирования паропроводов, в особенности их концевых участков перед ЦВД турбины, корректно выбранное условие для подключения контура к турбине. В качестве последнего согласно расчетным оценкам по данным АО ЛМЗ принимается достижение нагрузки турбины около 45 МВт, при которой за 16-й ступенью ЦВД температура пара з камере отбора отличается от температуры пара контура низкого давления не более чем на 20 -К30 "С.

Дальнейшее нагружение ПГУ проводится до максимальной мощности пускаемой газовой турбины при полностью прикрытом В НА.

Вторая газовая турбина с котлом - утилизатором при отводе образующегося в нем пара в конденсатор паровой турбины пускается при достижении 30%- ной мощности паровой турбины. После достижения номинальной температуры пара за вторым котлом - утилизатором и при давлении пара в контуре высокого давления около 5,6 Мпа подключается второй котел-утилизатор к работающему первому путем выравнивания давлений пара сначала в контурах высокого, а потом и низкого давления. После подключения второго котла нагружение блока осуществляется при параллельном нагружении обеих газовых турбин до номинальной мощности и полного открытия ВНА. Пример "медленного" пуска приведен на рис.7.

Пуски по технологии'"быстрого" нагружения газовых турбин практически мало отличаются по проводимым в процессе пуска операциям с той разницей, что обе газовые турбины и оба котла - утилизатора пускаются параллельно на максимальной скорости (30 МВт/мин), а паровая турбина пускается при номинальных параметрах пара перед ней (рис.8).

Номинальные параметры пара перед пуском паровой турбины требуют проведения плавного предварительного прогрева при меньших степенях открыт;« регулирующих клапанов, в особенности при пусках из холодного состояния.

■fc. о

t, "с

N, МВт

г:, об/хяя

500

400

200

100

I

80

150

Ш

1ВО

I

V

Р, Ш1а _8.4

_4,Б

_з,г .1.6

гад Время, мил

Рве.7 ГРАФИК-ЗАДАНИЕ ПО ПОВЫШЕНИЮ ПАРАМЕТРОВ СРЕДЫ

ПРИ ПУСКЕ ПГУ-450Т ИЗ ХОЛОДНОГО СОСТОЯНИЯ (медленный пуск)

1 - толчок ГТУ1; П - ТОЛЧОК ГТУ2; Ш - толчок ПТ. IV - включение генератора ПТ в сеть; V - подключение контуре ниахого давления к П1; Той, Тсгё — температура сбросных газов ГТУ1. ГГУ2: tnl, tn2 - температура пара высокого давл-шнк аа КУ1, КУ2: Р01, Р02 - давление пара высокого давления аа КУ1, КУ2; N1, N2, Nri-r - мощность ГГУ1. ГГУ2, IÍT. 111, пг, П пт - частота вращенжж ПИ, ГТУг. ПТ

2000

40

1000

0

0

Рис6 ГРАФИК-ЗАДАНИЕ ПО ПОВЫШЕНИЮ ПАРАМЕТРОВ СРЕДЫ

ПРИ ПУСКЕ ПГУ-450Т ИЗ ХОЛОДНОГО СОСТОЯНИЯ (быстрый пуск) (см: обозначения на рис.7)

Маневренные характеристики блока ПГУ-450Т в основном определяются прс должигельностъю нагружених паровой турбины. Запуск каждого котла - утилизатор блока до полной нагрузки соответствующей газовой турбины обеспечиваются пример но за 45 мин, в то время как нагружекие паровой турбины при пуске из холодного со стояния составляет более 120 мин, а при пуске из горячего состояния - 60 мин.

Как показали расчеты, на начальных этапах пусков парогазовых установок про должительность пусковых операций несколько возрастает из-за необходимости прове дения предварительного прогрева паропроводов контуров высокого и низкого давления Так, расчеты прогрева паропроводов высокого давления при пусках ПГУ-450Т из хо лодного состояния по «медленной» технологии, показывают, что продолжительное™ прогрева этих паропроводов длиной более 150 м составляет 30-40 мин. При пусках не иеостывшего состояния примерно такой же интервал времени потребуется для прогрев; корпусов стопорных клапанов высокого давления паровой турбины.

Высокие показатели маневренности сохраняются и при работе установки с теплофикационной нагрузкой, в основном за счет наличия различных вариантов поддержания требуемой температуры прямой сетевой воды.

Основной особенностью режимов останова блока является необходимость продолжительного остывания газовых турбин в течение около 24 ч после отключения на частоте вращения 210 об/мин. При этом непрерывное вращение ротора ГТУ осуществляется первые 6 часов после останова, а затем периодически в течение 2 ч через каждые 6 часов.

По результатам расчетных оценок, при простоях блока в резерве в течение более 8 - 10 ч высокотемпературные поверхности нагрева котлов - утилизаторов остывают так, что последующий пуск производится из "холодного" состояния котла (при сниженном или даже при отсутствии давления среды в барабанах высокого давления) и паропроводов в зоне котла и при более горячей паровой турбине.

Такая технология останова газовых турбин при интенсивном охлаждении поверхностей нагрева котлов требует эффективного удаления образующегося в них конденсата через специальные дренажные линии на выходе из пароперегревателей, а также организации последующего прогрева выходных коллекторов контура высокого давления при пусках.

4. Исследование динамических свойств ПГУ-450Т при пусковых и переходных

режимах

Для исследования динамических свойств ПГУ-450Т при пусковых и переходных режимах была использована специально разработанная ВТИ по заданию автора управляемая математическая модель динамики блока, позволяющая проводить математические эксперименты в реальном масштабе времени с полным контролем изменений параметров и возможностью вмешательства в ход эксперимента.

При составлении математической модели энергоблок ПГУ-450Т разбивался на 57 элементов (модулей), каждый из которых описывался системой дифференциальных уравнений, в том числе в частных производных. Ряд элементов описывался трансцендентными уравнениями, а система дополнялась замыкающими граничными условиями, на основе экспериментальных (теплоотдача, гидравлические сопротивления и т.д.) и исходных расчетных данных заводов-изготовителей.

Рассмотренная модель отличается от моделей обычных энергетических установок наличием двух барабанных котлов, работающих на одну паровую турбину, что сильно усложнило задачу моделирования, так как по существу удвоился объем модели.

Решение такой системы уравнений представляет определенные трудности. Поэтому был применен широко используемый в таких случаях метод разделения системы на ряд подсистем. При этом на каждом отдельном шаге счета решение каждой подсистема решалась изолированно с постоянными граничными условиями, а затем уточнялись эти условия для последующего типа счета. Отдельные подсистемы соответствовали одному или нескольким элементам технологической схемы.

Главное внимание уделялось изучению поведения котлов-утилизаторов, от которых зависят маневренные характеристики блока. Выполненные математические эксперименты позволили исследовать динамические свойства блока при его работе на скользящих параметрах пара, без которых невозможна разработка технологических алгоритмов управления блоком.

Важными результатами выполненной работы являются следующие [1,6,7,9]:

• Для соблюдения допустимых скоростей изменения параметров в котле и паровой турбине при скользящем давлении пара в трактах высокого и низкого давлений большие возмущения нагрузкой ГТУ недопустимы. Воздействия на регулирующие органы ГТУ должны осуществляться с определенной скоростью, причем для каждого воздействия (расходом воздуха или температурой газов) имеются свои ограничения. При использовании ВНА ограничивающим фактором является скорость роста (снижения) давления пара и мощности паровой турбины, а при использовании только регулирующего топливного клапана ограничивающим фактором будет скорость изменения температуры свежего пара ВД и мощности паровой турбины.

• Скорость закрытая клапана БРОУ ВД не должна превышать 10%/мин., максимальная средняя скорость нагружения паровой турбины при этом может составить 2,6 МВт/мин.

• При полном ступенчатом закрытии РУ НД скорости нагружения паровой турбины и роста давления пара в барабане низкого давления не превышает допустимых значений, т.е. отсутствует необходимость регулирования расхода пара низкого давления.

• Определяющим параметром, влияющим на скорость подъема температуры пара ВД, является скорость роста температуры выхлопных газов ГТУ, а на скорость подъема давления пара - скорость увеличения расхода выхлопных газов.

• Ограничения скорости подъема температуры пара ВД и давления пара в барабане ВД, наложенные изготовителем котла, не допускают проведения стандартного (и тем более, ускоренного) пуска газовой турбины. Для соблюдения допустимой скорости подъема температуры и давления пара ВД продолжительность нагружения ГТУ должна составлять не менее 20 мин.

• При возмущении входным направляющим аппаратом ГТУ изменения параметров пара в работающем котле (котле, воспринимающем это возмущение) и перед паровой турбиной не выходят за допустимые границы. Однако в пассивном котле обнаруживаются нежелательные эффекты, связанные с изменением давления пара за активным котлом. При сбросе нагрузки одной ГТУ в пассивном котле наблюдается выброс пара из испарителей, при набросе нагрузки - аккумуляция пара. Хотя при этом

температуры металла стенок барабанов и пара остаются неизменными, большой выброс пара из испарителей нежелателен, так как может привести к забросу воды в перегреватели.

• Одновременное и одинаковое воздействие на обе ГТУ не приводит к выбросу пара из испарителей котлов, так как при этом снижается тепловая нагрузка испарителей.

• Постепенное разгружение и последующий останов одной ГТУ без отключения ее котла от паровой турбины и без открытия пуско-сбросных устройств, при идеальном перемешивании пара обоих котлов приводят к снижению средней температуры пара контура высоког давления перед турбиной примерно на 30 °С, хотя температура пара за разгружаемым котлом снижается до 350 "С. Так как при этом давление пара снижается до 5,3 МПа, то условия работы последних ступеней ЦНД не ухудшаются. Вследствие значительного снижения паропроизводительности разгружаемого котла происходит небольшое снижение средней температуры пара высокого давления перед паровой турбиной.

• При стандартном пуске ГТУ генерация пара контура высоког давления начинается на 6-й минуте, а паропроизводительность и давление пара достигают номинальных значений через 18 мин, т.е. одновременно с номинальной мощностью ГТУ. Процесс набухания уровня в барабане ВД доится около 10 мин. До окончания этого процесса питательная вода в барабан не подается, однако опасность закипания воды в экономайзере высокого давления отсутствует, гак как в течение этого периода давление насыщения воды, соответствующее температуре газов перед ним, еще не достигает фактического давления воды в нем при закрытом РПК. Практически питание барабана водой начинается в конце нагружения ГТУ.

• Генерация пара низкого давления начинается позже, процесс набухания уровня происходит дольше, чем в контуре высокого давления, поэтому питание водой барабана низкого давления начинается после окончания нагружения ГТУ.

• При стандартном графике пуска ГТУ увеличение продолжительности ее работы с полностью прикрытым ВНА не оказывает влияния на скорость роста температуры пара высокого давления за котлом. Расход газов прямо влияет только на паропроизводитель-

ность котла (соответственно и на давление), но не на температуру пара. Эта особ« ность подтверждает правильность отказа от установки байпасирующей трубы, как уст ройства для регулирования параметров пара при пуске.

• При пропускной способности ьРОУ ВД 250 т/ч при номинальном давлении (таи БРОУ ВД заказана для блока № 1) стабилизация давления за контуром ВД при nyct ГТУ и котла, естественно, происходит на номинальном уровне. При подключении nyi каемого котла к работающей паровой турбине давления пара за обоими котлами выра) ниваются раньше, чем температуры. Это требует выполнения дополнительных операця до подключения котла. Наиболее простым в этой ситуации при прогреве паропровода до момента выравнивания температур пара ВД является поддержание давления па[ перед турбиной вслед за давлением пара за подключаемым котлом посредством прикрь тия регулирующих клапанов турбины. В этом случае в момент выравнивания темпер тур ГПЗ открывается сразу, без каких-либо подготовительных операций. Однако п{ последующем нагружении прикрытие БРОУ ВД должно сочетаться с открытием per лирующих клапанов турбины.

• При пропускной способности БРОУ ВД 380 т/ч при номинальном давлении па] уменьшается скорость подъема давления ВД за пускаемым котлом по сравнению с пр дыдущим вариантом, а конечное давление пара ВД составляет примерно 6.0 МПа. С щественным является то, что выравнивание температур происходит при выровненнс давлении, т.е. процесс подключения пускаемого котла сводится только к открытию ГП а нагружение паровой турбины - только к прикрытию БРОУ ВД, регулирующие клап ны гаровой турбины могут оставуаться открытыми и не участвовать в операции по ключения.

• Обнаруженное преимущество БРОУ ВД большей пропускной способности по вергает сомнению целесообразность заказа для последующих блоков БРОУ ВД про* водите льностью 2-50 т/ч.

•Длительность пуска котла-утилизатора из горячего состояния оказалась такой я как и из холодного. Причиной этого является определяющее влияние температуры в хлопных газов ГТУ, которая на начальном этапе пуска ГТУ приводит к захолаживат котла. Таким образом, для упрощения пусковых операций и их унификации нет смыс

-охранять котел в горячем состоянии. Особенность пуска из горячего состояния состоит ишь в моменте подачи пара в паровую турбину, определяемом ее исходным тепловым ¡остоянием.

Существенное влияние на пусковые режимы оказывает необходимость вентиляции азового тракта после ГТУ при ее пуске. Негативным явлением, особенно при пуске из орячего состояния, является «захолаживание» поверхностей нагрева и пара в них воз-1ухом до момента зажигания. По действующим нормативным документам продолжи-ельность вентиляции составляет 10 мин. Это потребовало глубокого изучения проблемы и разработки мероприятий для исключения нежелательных явлений.

Эксперимента с использованием математической модели ПГУ-450Т позволили сде-1ать следующие выводы:

• При стандартном пуске ГТУ (без вентиляции газового тракта) и котла из юлодного или горячего состояния опасность конденсации пара в пароперегревателе ВД отсутствует.

• При предпусковой вентиляции газового тракта в течение 10 мин и пуске :отла из горячего состояния с сохраненным давлением через 3 мин в пароперегревателе шчинается конденсация пара, сопровождающаяся падением давления в котле (рис. 9). Давление в пароперегревателе ВД восстанавливается через 5 мин после зажигания топ-шва, общая продолжительность конденсации составляет около 12 мин, т.е. больше, [ем время вентиляции. Выпуск пара ВД и сброс давления в котле ниже 0,2 МПа пе-«д пуском ГТУ позволяют избежать конденсации пара в перегревателе ВД при пред-[усковой вентиляции газового тракта в течение 10 мин., если до разворота ГТУ темпе-«тура пара ВД в перегревателе превышала 300 °С (рис.10).

• При вентиляции газового тракта опасность конденсации пара в пере1рева-еле НД отсутствует при пусках из любых состояний.

5.Автоматическое управление ПГУ-450Т как объектом переменной структуры Исследования статических и динамических характеристик ПГУ-450Т выявили ущественные особенности установки как объекта автоматизации, важнейшими из ко-орых являются [11,12]:

-u

00

Рис 9 Пу:к КУ1 H:Ï M<K)f:!UL'tH';it)v^)í:to4t!iin с cxïxpanGtiMtjM лпи1н!пи"м Э'ЧИНПЯНИЯ I0 мин.

134 Т мара ВД аа КУ1 ИЗ Т i ала на вход- ! и КУ1

140 G гаап на КУ I 1Л2 Т газа за nspoi р. ВД КУ I

163 D 'ip'vtu та ВЭ КУ 1

Î65 Т ocipoi о пара ВД <У! 1138 РпараааПП ВДКУ1 1156 D пара ВД на йыхо,ао ил КУ1

Рис. 10. Пуск КУ1 из неостыешего состояния с потерянным давлением.

Вентиляция 10 мин. (Для сокращения продолжительности расчета иагружаниэ ГТУ при минимальном открытии ВНА осуществлено скачком) Подрисуночные обозначения см рис 9.

• Многообразие стационарных и динамических режимов эксплуатации ПГУ-450Т и задач автоматического управления в них.

• Существенное влияние переменной структуры ПГУ как объекта управления на диапазон ее рабочих нагрузок.

• Непосредственное влияние изменений нагрузки газовой турбины на режимы работы котлов-утилизаторов.

• Необходимость реализации переменных режимов путем взаимосвязанного непрерывного и дискретного управления.

Поэтому уже на стадии разработки технологических схем блока был предусмотрен целый ряд мер, ориентированных на достижение высокого уровня автоматизации:

• применение электрифицированной арматуры, участвующей в проектных процедурах пуска-останова оборудования ПГУ;

• использование в тепловой схеме ПГУ байпасных линий малого диаметра с регулирующими или запорными органами для исключения ступенчатого управления арматурой;

• разработка схем контроля состояния оборудования и технологического процесса для обеспечения автоматизации пуска-останова оборудования.

Эти и другие мероприятия обеспечивают полную автоматизацию процессов пуска-останова как блока в целом, так и отдельных технологических агрегатов.

Целесообразное решение задачи автоматизации найдено благодаря использование наряду с полной автоматизацией непрерывного управления и многоуровнего автоматического логического управления, а также шаговых логических программ, включая программу пуска-останова энергоблока в целом на верхнем уровне иерархии [12].

Упрощенная технологическая схема ПГУ-450Т как объекта автоматизации пред ставлена на рис.11, где выделены основные технологические зоны оборудования: да| газотурбинные установки (ГТУ1 и ГТУ2), включающие собственно газотурбинное обо рудование и электротехническое оборудование собственных нужд ГТУ1 и ГТУ2, да; котла-утилизатора (КУ1 и КУ2), включающие пускосбросные устройства и главны паровые задвижки, пароводяной тракт (ВП), паротурбинная установка (ПТ), теплофика

ционная установка (ТФУ), электротехническое оборудование (ЭО) с трансформатор! собственных кужд блока.

В табл.6 представлены количественные характеристики объекта управления по 1 ждой технологической зоне, а на рис. 12 - укрупненная алгоритмическая схема управ; ния ПГУ-450Т, в которой показаны функциональные элементы управления, в основн более высоких уровней, имеющие наибольшее значение для обеспечения всережимн работы АСУТП.

Управление блоком строится по иерархическому принципу с нефиксированным ] личеством уровней. Большинство элементов алгоритмической структуры обеспечив; управление технологическим процессом во всех режимах работы ПГУ-450Т с учет переменной структуры объекта управления.

На всех уровнях АСУ ТП предусматривается возможность полного автоматичеа го управления, за исключением отдельных команд оператора. Практически все алгор! мы непрерывного управления (регуляторы и программаторы) включаются и отключа! ся автоматически по командам логических устройств. Вмешательство оператора в можно путем отключения соответствующего логического автомата [12].

Технологические защиты воздействуют по независимым каналам на наиболее ветственные исполнительные органы, в первую очередь на цепи закрытия стопори клапанов ГТУ и ПТ.

Верхний (первый) уровень иерархии логического управления занимает шаго программа ШП "Блочный уровень". В ее функции входит обеспечение координации боты основных агрегатов ПГУ в режимах пуска и останова оборудования, Выпол; функции координатора, ШП "Блочный уровень" управляет подчиненными шаговь программами пуска-останова основного технологического оборудования, логическт автоматами и автоматическими системами регулирования (АСР) принципиально вaж^ технологических узлов, не выполняя при этом непосредственных действий по упрат нию оборудованием.

На верхнем же уровне иерархии в части непрерывного управления располагав АСР электрической и тепловой нагрузок и блочные программаторы, определяющие прерывные зависимости нагружения агрегатов и изменения основных параметров (т ператур и давлений) при пуске.

Таблица Х*6. Количественные характеристики системы контроля и управления ПГУ-450Т

и»

Технологическая установка Аналоговые сигналы Дискретные сигналы Регулирующие клапаны Задвижки Двигатели Регуляторы Сложные блокировки в т.ч. АВР Пошаговые программы

ПУх 2 200 800 в 112 24 6 24 2

Котел-утнлтатор х 2 318 151 30 137 28 30 32 в

Водя - пар 260 125 12 73 23 13 18 в

Паровая турбина 234 201 8 48 18 10 12 в

Теплофикационная установка 08 39 8 31 3 6 4 3

Электротехническое оборудование заэ 1302 в 15 31 в - в

Блочный уровень - . - . . 10 2 1

ВСЕГО: 1724 2618 70 438 147 81 02 30

Ul •i*

ACP ЭТН

Pur 19 VtnwiHRHHan CTOviovoHaa схкма vnnaanfiHHfl ПГУ-450Т

Следующий (второй сверху) иерархический уровень логического управления со-¡ляют перечисляемые в порядке их включения в работу при пуске ШП:

• пуска-останова конденсатно-питательного тракта;

• пуска-останова газовых подогревателей конденсата;

• пуска-останова котлов-утилизаторов;

• пуска-останова газовых турбин;

• подготовки паровой турбины к пуску;

• автомата пуска паровой турбины;

• управления ТФУ (комплекс из трех ШП).

На нижних уровнях иерархии расположены логические устройства управления У) локальными подгруппами оборудования: алгоритмы АВР, шаговые программы ка-останова питательных электронасосов (ПЭН), регуляторы, алгоритмы первого вня.

Структурным центром АСУ ТП (рис.13) является резервированная цифровая маги-аль, к которой "снизу" подключены комплексы микропроцессорных контроллеров, а ;рху" - цифровые средства решения информационно-вычислительных задач опера-ного контроля и управления, расчетов, архивирования и протоколирования (две сис-ы оперативного контроля и управления с тремя мониторами каждая и информаци-ая система, предназначенная для выполнения функций расчетов, архивирования и токолирования). В состав средств операторского интерфейса входят также проекци-!ые экраны, мозаичные резервные панели управления для теплотехнического и элек-технкческого оборудования с ключами управления основными исполнительными анами и индикаторами основных технологических параметров, табло сигнализации.

В режиме рабочих нагрузок блока привлечение к управлению лишь одного опера-а, использующего только одну из двух систем. При пусках, остановах, других слож-с режимах и непредвиденных ситуациях целесообразно участие второго оператора с доставлением ему второго рабочего места [12,13].

Рис-13 Структурная схема АСУ ТП энергоблока ПГУ-450Т

б.Экологическая безопасность сооружения Северо-Западной ТЭЦ

Строительство Северо-Западной ТЭЦ в городской черте выдвинуло в число особенно важных задач, решаемых при проектировании и строительстве ТЭЦ, экологиче-:кую безопасность такого объекта [5,10,13]..

Экологическая безопасность ТЭЦ обеспечена, прежде всего, выбором экологиче-:ки чистой и высокоэффективной технологии получения тепловой и электрической «ергии с помощью парогазового бинарного цикла.

Основные мероприятия, минимизирующие воздействие на окружающую среду:

• применение разработанной фирмой "Сименс" совершенной технологии жигания природного газа в камерах сгорания газовых турбин У-94.2 с эмиссией в про-(уктах сгорания КОХ - 20+25 мм"1,

• использование парогазового цикла с уменьшенным на 20-25% удельным исходом тепла обеспечивает сокращение общих валовых выбросов вредных веществ,

• оснащение ТЭЦ автоматизированной системой непрерывного контроля за редными выбросами, позволяющей осуществлять необходимую корректировку режи-юв работы блока.

Расчетом влияния электростанций АО "Ленэнерго" на атмосферный воздух ус-ановлено, что ввод Северо-Западной ТЭЦ позволит внести серьезный вклад в оздоров-ение воздушного бассейна Санкт-Петербурга. Анализ работы электростанций Лен-нерго в 1996 г. показал, что конденсационная выработка городских ТЭЦ составляет римерно 20 % от всей вырабатываемой ими электроэнергии. Поскольку определенную зсть времени некоторые ТЭЦ работали на угле и мазуте, а выбросы при сжигании гих видов топлива велики, то замещение только конденсационной выработки город-дах ТЭЦ выработкой электроэнергии на Северо-Западной ТЭЦ даст снижение вало-ах выбросов в среднем на 30%. Сокращение валовых выбросов по составляющим эедставлено на рис.14. Если учесть, что Северо-Западная ТЭЦ вытеснит в "пиковый" жим работы несколько квартальных котельных, то снижение валовых выбросов с уче->м их будет еще больше [2].

При осуществлении проекта большое внимание было уделено охране водной сре-л. Главными мероприятиями для предотвращения загрязнения водоемов являются:

■ электростанции ЛЭ И с учетом ввода СЗ ТЭЦ

100 90 -80 -

70 -

ЫОх Б02 Твердые

Рис. 14 Суммарные валовые выбросы электростанций Ленэнерго с учетом ввода С-3 ТЭЦ

• организация замкнутой системы технического водоснабжения,

• оптимальное размещение объектов - возможных загрязнителей подземных вод с учетом особенностей водоносного горизонта на площадке,

• создание инженерной защиты водоносного горизонта в виде систем водоупорных экранов и водоотводных дренажей,

• организация сбора, очистки и дальнейшего использования в цикле про-мливневых стоков с территории ТЭЦ, обеспечивающая многократное использование воды в цикле,

• сброс хозяйственно-бытовых стоков на городские северно-очистные сооружения.

Заключение

1. В результате проведенного комплекса исследований разработана теплова? схема головного парогазового теплофикационного энергоблока ПГУ-450Т для СевероЗападной ТЭЦ, удовлетворяющая современным требованиям по экономической эффективности, экологической безопасности и маневренности. При разработке тепловой схемы широко использованы математические методы моделирования тепловых процессов, позволившие выбрать наилучшие структуру тепловой схемы, состав оборудования ПГУ при различных условиях работы.

2. Разработаны обоснованные технические требования и технические условш для создания основного и вспомогательного оборудования энергоблока, которые послужили основой для его изготовления.

3. Впервые детально рассмотрены и выделены наиболее ответственные переменные, пусковые и остановочные режимы работы ПГУ-450Т:

• пуск блока по последовательной схеме с подключением второго котла ■ утилизатора к работающему первому;

• останов;

• перевод блока из конденсационного в теплофикационный режим и обратно;

• пуск блока без паровой турбины с последующим переводом пара от подогревателей сетевой воды на подключаемую паровую турбину.

Показано, что высокие показатели маневренности свойственны ПГУ-450Т не только при конденсационном, но и при теплофикационном режиме работы.

4. Разработаны графики - задания по повышению параметров при пусках ПГУ-450Т с разным составом оборудования и различных технологических схемах пусков.

5. Разработаны технологические основы эксплуатации парогазового энергоблока ПГУ 450-Т с учетом характерного для теплофикационных турбоустановок многообразия режимов работы, сезонного графика тепловых нагрузок и возможности изменения по тем или иным причинам состава работающего оборудования. При разработке технологии особое внимание уделялось ее максимальной приспособленности к высокой степени автоматизации энергоблока.

6. Обоснованы алгоритмы управления энергоблоком для обеспечения его высо-[ экономичности, надежности и маневренности при разных режимах и алгоритмы пе-одных режимов, прежде всего пусковых.

7. В результате проведенных исследований в проекте Северо-Западной ТЭЦ реа-ованы технические решения, обеспечивающие ее высокую экологическую безопас-ть. Экологическими экспертизами подтверждено, что после ввода станции в экс-атацию, несмотря на увеличение в городе суммарных установленных мощностей, логическая обстановка в г. Санкт-Петербурге улучшится.

8. Сооружение Северо-Западной ТЭЦ решает важную для г. Санкт-Петербурга за-у обеспечения надежного и устойчивого теплоснабжения крупного, быстро разви-|щегося городского района. Однако ее значение не ограничивается региональным штабом. Полученные в исследованиях и отраженные в диссертационной работе ре-ьтаты имеют общее для всех бинарных ПГУ значение, и будут использоваться на них 1Висимо от места установки. Опыт проектирования, строительства, наладки, пуска и зения головного парогазового теплофикационного энергоблока, важная часть кото) обобщена в диссертации, откроет перспективы широкого внедрения парогазовых шовок в различных регионах России.

Содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Кослок Р.И. Северо-Западная ТЭЦ Санкт-Петербурга // Тезисы докладов XIЬ НТС п проблемам газовых турбин «Применение газотурбинных и парогазовых установок в энергетике и на газопроводах». Комиссия РАН по газовым турбинам. СПб.: 1998.

2. Северо-Западная ТЭЦ Ленэнерго - пионер серийного применения прогрессивных па рогазовых технологий в отечественной энергетике / А.Ф. Дьяков, С.А. Казаров, Р.И. Костюк, В.А. Иванов // Научно-технические ведомости СПбГТУ, 1996, № 4.

3. Костюк Р.И,, Писковацков И.Н., Блинов А.Н. Строительство Северо-Западной ТЭЦ головными ПГУ-450Т - первый этап реализации российской программы «Газоэнергеп ка» // Тезисы докладов Российской научно-технической конференции» Повышение надежности и маневренности ТЭС и АЭС». СПб.: 1994.

4. Проект Северо-Западной ТЭЦ г. Санкт-Петербурга / В.З. Салов, Р.И. Костюк, Э. Гольмшток и др.//Энергетическое строительство. 1994, № 11.

5. Костюк Р.И , Писковацков И.Н. Парогазовый блок ПГУ 450Т Северо-Западной ТЭ1. Санкт-Петербурга // Тезисы докладов Х1Ь НТС по проблемам газовых турбин. Комнсс РАН по газовым турбинам - ИВТАН. М.: 1997.

6. Теплофикационная парогазовая установка Северо-Западной ТЭЦ / А.Ф. Дьяков, Р.1 Костюк, П. А. Березинец и др. // Электрические станции, 1996, № 7.

7. Выбор характерно! ик низкопотенциальной части турбоустановок Т-150-7,6 Сев ро-Западной ТЭЦ / Л.П. Сафонов, Р.И. Костюк, И.Н. Писковацков и др. // Теплоэнерг( тика. 1995, № 1.

8. Характеристики теплофикационного парогазового энергоблока ПГУ-450Т при р; личных методах разделения затрат топлива на производство электрической и теплово! энергии / В.А. Иванов, Р.И. Костюк, А.Н Блинов и др. // Труды СПбГТУ, 1997, № 465

9. Теплофикационная парогазовая установка Северо-Западной ТЭЦСанкт-Пстсрбурп: Статические характеристики / А.Ф. Дьяков, Р.И. Костюк, П.А. Березинец и др. // Элск трические станции. 1996, № 12.

10. Костюк Р.И., Мосалев К.В., Мосалева П К. Проблемы техногенной безопасности / Тезисы докладов конференции Международной академии наук эколо!ии и бсзопас^ос жизнедеятельности.

1. Костюк Р.И., Биленко В.А., Радин Ю.А. АСУ ТП Северо-Западной ТЭЦ на базе 1ТК Те1ерепп МЕ // Теплоэнергетика, 1997, № 10.

2. Костюк Р.И., Биленко В .А., Радин Ю.А. АСУ ТП ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ г. анкт-Петербурга // Тезисы докладов Х1Ь НТС по проблемам газовых турбин «Приме-ение газотурбинных и парогазовых установок в энергетике и на газопроводах». Комис-ы РАН по газовым турбинам. СПб.: 1998.

?. Вопросы безопасности объектов топливно-энергетического комплекса / Р.И. Костюк, .Н. Блинов, К.В. Мосалев и др. // Тезисы докладов конференции Международной садемии наук экологии и безопасности жизнедеятельности.

I. Костюк Р.И. Особенности реализации проекта ПГУ-450Т на Северо-Западной ТЭЦ // аучно-технические ведомости СПбГТУ, 1998.