CC BY
520
АВИАЦИОННАЯ И РАКЕТНО-КОСМИЧЕСКАЯ ТЕХНИКА
УДК 621.438
К. Н. БРЕЗГИН, И. М. ГОРЮНОВ
АНАЛИЗ ВАРИАНТОВ НАДСТРОЙКИ ТЭЦ ГАЗОТУРБИННОЙ УСТАНОВКОЙ
Рассмотрены принципиальные тепловые схемы комбинированной парогазовой установки с утилизацией продуктов сгорания от ГТУ АЛ-31СТЭ в паровом котле Е-230-100ГМ в составе паротурбинной установки ПТ-30-90/10 с различными схемами утилизации тепла. Приведен анализ энергетических показателей рассмотренных схем. Газотурбинная установка; паровая турбина; паровой котел; комбинированная парогазовая установка; математическое моделирование
Для производства электрической и тепловой энергии на тепловых электростанциях ежегодно расходуется около 140 млрд м3 природного газа. Использование этого ценного энергоносителя в традиционных паротурбинных установках (ПТУ) недостаточно эффективно. Это делает совершенно необходимым и экономически оправданным скорейшее внедрение высокоэкономичных ГТУ и создание на их основе комбинированных парогазовых установок (КПГУ). Эффективность КПГУ существенно выше, чем ПТУ. Это обусловлено в первую очередь значительной экономией топлива (на 30% и более) по сравнению с традиционным паросиловым циклом, а также уменьшением капиталовложений и металлоемкости на единицу вводимой мощности, сокращением продолжительности строительства ТЭС, уменьшением потребления воды, снижением численности обслуживающего персонала и др.
[5].
С целью обоснования выбора тепловой схемы и оценки эффективности расширения ТЭЦ промышленно-отопительного типа на базе ПТ-65/75-12,8/1,27 с котлом Е-420-13,8ГМ в ОАО «Силовые машины» [1] рассматривались различные варианты. Результаты расчетов показали, что схема со сбросом газов ГТУ в горелки энергетического котла является самой экономичной, но и наиболее сложной и требует тщательного учета различных режимов работы ТЭЦ, так как она характеризуется тесной взаимосвязью между котлом, паровой турбиной и системой регенерации и ГТУ.
Также известны разработки, проводимые фирмой ОРГРЭС, по реконструкции энерго-
блока К-215 Псковской ГРЭС с паровым котлом ТПЕ-208 [4]. Согласно исследованиям, предложена технологическая схема организации совместной работы котла с ГТУ-20С с вытеснением регенерации высокого давления и частичным теплоснабжением.
В качестве варианта надстройки ТЭЦ на базе промышленно-теплофикационной турбины ПТ-30-90/10 была выбрана схема с утилизацией продуктов сгорания от газовой турбины в паровом котле Е-230-100ГМ. Дымовые газы от двигателя по газоходу направляются в реконструированный котел для генерирования потребного количества пара с заданными параметрами.
Чтобы не нарушать аэродинамическое сопротивление котла, ГТУ необходимо подбирать по расходу дымовых газов. Для его определения по нормативному методу [8] произведен расчет экономичности работы при номинальной нагрузке 230 т/ч. Получен расход дымовых газов и по каталогу газотурбинного оборудования [2] подобрана ГТУ АЛ-31СТЭ, у которой расход газов на выходе из силовой турбины составляет 65,87 кг/с с температурой 762 К. Следовательно, для генерирования пара с температурой 510 оС необходимо вводить дожигание топлива. В системе математического моделирования DVIGwT [3] разработана модель ГТУ. Выполнен термогазодинамический расчет на номинальном режиме и получены нагрузочные и климатические характеристики двигателя, необходимые для расчета комбинированной парогазовой установки на различных режимах.
Принципиальная тепловая схема КПГУ на базе промышленно-теплофикационной турбины ПТ-30-90/10 с надстроенным газотурбинным блоком - ГТУ типа АЛ-31СТЭ представлена на рис. 1.
Контактная информация: (347) 273-79-54
Рис. 1. Принципиальная тепловая схема комбинированной парогазовой установки на базе ПТ-30-90/10 и ГТУ АЛ-31СТЭ со сбросом продуктов сгорания в топку парового котла Е-230-100ГМ (с высокой температурой уходящих газов Тух)
Рис. 2. Расчетная схема ГТУ со сбросом продуктов сгорания в топку парового котла
Выхлопные газы ГТУ поступают по газоходу в энергетический котел, где их теплота передается пароводяному рабочему телу и генерируется пар, который направляется в паротурбинную установку для производства электроэнергии и теплоты. В паровой котел подводится дополнительное топливо и дожигается воздух, содержащийся в газах на выходе из силовой турбины.
На основании расчета парового контура при температуре наружного воздуха +2 оС [7] произведен расчет расхода дожигаемого топлива в котле [6]. В системе БУЮ-Т разработана модель КПГУ со сбросом продуктов сгорания в топку парового котла (см. рис. 2). Увеличивая температуру газов в топке (т. е. расход дожи-
гаемого топлива), добиваются потребного расхода пара на выходе из пароперегревателя. При этом выдерживаются определенные температурные напоры на концах поверхностей нагрева котла, а именно 30 оС на холодном конце экономайзера [9].
Однако основным недостатком рассмотренной схемы является высокое значение температуры уходящих газов (233 оС), что связано с высокой температурой питательной воды (203 оС) и удалением из конвективной части котла воздухоподогревателя. Столь высокая температура недопустима как с точки зрения надежности работы оборудования (дымососов, дымовой трубы), так и с точки зрения тепловой экономичности КПГУ.
Рис. 3. Принципиальная тепловая схема комбинированной парогазовой установки на базе ПТ-30-90/10 и ГТУ АЛ-31СТЭ со сбросом продуктов сгорания в топку парового котла Е-230-100ГМ с газовым подогревателем сетевой воды
Столь высокая температура недопустима как с точки зрения надежности работы оборудования (дымососов, дымовой трубы), так и с точки зрения тепловой экономичности КПГУ.
Для снижения температуры уходящих газов до 130 оС рассмотрены следующие схемы утилизации тепла:
• установка газового подогревателя сетевой воды (ГПСВ);
• частичное вытеснение регенерации низкого давления,
причем в обеих схемах отключены подогреватели высокого давления.
Комбинированная парогазовая установка с ГПСВ представлена на рис. 3.
Часть сетевой воды, отобранная перед подогревателем сетевой воды (ПСВ), поступает в газовый подогреватель сетевой воды и подогревается до той же температуры, что и в ПСВ. После подогрева вода смешивается с основным потоком перед пиковым водогрейным котлом.
В целях избежания коррозионного износа поверхностей ГПСВ вводится рециркуляция воды. При этом температура воды на входе и на
выходе из ГПСВ поддерживается на уровне 70 и 150 оС соответственно.
Расчет КПГУ выполнен в системе моделирования БУЮ-Т, расчетная модель которой представлена на рис. 4.
Частичное вытеснение регенерации реализовано в комбинированной парогазовой установке с газовым подогревателем низкого давления (ГПНД) и газовым подогревателем очищенной воды (ГПОВ), которая представлена на рис. 5. В схеме отключаются подогреватели низкого давления ПНД-1, ПНД-2 и подогреватель очищенной воды (ПОВ). Химически очищенная вода направляется в ГПОВ, расположенный в конвективной шахте котла за первой ступенью экономайзера (ЭК), нагревается от 35 до 94 оС и далее поступает в деаэратор очищенной воды и обратного конденсата (ДКВ). Основной конденсат же после подогревателя эжектора уплотнений (ЭУ) нагревается в ГПНД от 49 до 107 оС и сливается в смеситель (СМ). Аналогично предыдущей схеме, для исключения коррозионного износа поверхностей нагрева в газовых подогревателях проводится рециркуляция воды.
Рис. 4. Расчетная схема КПГУ с ГПСВ в системе DVIGwT
1 - входное устройство 12 -
2 - КНД 13 -
3 - КВД 14 -
4 - камера сгорания 15 -
5 - ТВД 16 -
6 - ТНД 17 -
7 - ВВТО 18 -
8 - нагрев воздуха статором 19 -
9 - силовая турбина 20 -
10 - электрогенератор ГТУ 21 -
11 - газоход 22 -
■ вход топлива в ГТУ
■ топка парогенератора
■ вход топлива в ПГ
■ автомат питания котла
■ присосы воздуха в ЭК
■ экономайзер
■ испаритель
■ присосы воздуха в ПЕ
■ пароперегреватель
■ присосы воздуха в ГПСВ
■ насос рециркуляции
23 - ГПСВ 34
24 - отбор воды на рециркуляцию 35
25 - уходящие газы 36
26 - смеситель сет. воды за ГПСВ 37
27 - расширитель продувки котла 38
28 - утечки пара из неплотностей 39
29 - утечки из штоков клапанов 40
30 - ДПВ 41
31 - питательный насос 42
32 - производство 43
33 - цех химводоочистки 44
- охладитель продувки 45 - теплофикация
- ПОВ 46 -
- ДКВ 47 -
- дренажный насос 48 -
- отбор сетевой воды 49 -
- подогреватель сетевой 50 -
- электрогенератор ПТУ 51 -
- конденсатор 52 -
- топка ПВК 53 -
- экраны ПВК 54 -
- вход топлива в ПВК
сетевой насос конденсатный насос ЭУ
ПНД-1
ПНД-2
смеситель перед ПНД-3 ПНД-3
начальные условия общие результаты
К , Н. Б р е з ги н , И . М . Г ор ю н ов • А нали з вари ан тов н адстро йки ТЭЦ газотурб ин н о й устан ов кой 1 2 7
Рис. 5. Принципиальная тепловая схема комбинированной парогазовой установки на базе ПТ-30-90/10 и ГТУ АЛ-31СТЭ со сбросом продуктов сгорания в топку парового котла Е-230-100ГМ с ГПНД и ГПОВ
Расчет КПГУ также выполнен в системе моделирования БУЮ-Т.
Сравнение основных энергетических показателей КПГУ с исходной ПТУ приводится в таблице. Удельные расходы условного топлива рассчитаны по нормативному методу.
В результате проведенного анализа видно, что надстройка паротурбинного контура газотурбинным в любом случае повышает экономичность всей установки. При установке ГТУ вырабатывается дополнительная электрическая мощность, а следовательно, увеличивается полный расход условного топлива и расход условного топлива на выработку электроэнергии, но, что самое главное, уменьшается удельный расход условного топлива на производство электроэнергии (для КПГУ с высокой Тух на 19,8%, для КПГУ с ГПСВ - на 27,8%, для КПГУ с ГПОВ и ГПНД - на 27,2%) и увеличивается КПД станции по производству электроэнергии (для КПГУ с высокой ТУХ на 24,6%,
для КПГУ с ГПСВ - на 38,4%, для КПГУ с ГПОВ и ГПНД - на 37,4%). В схемах КПГУ с ГПСВ и КПГУ с ГПНД и ГПОВ наблюдается снижение расхода свежего пара на турбину. Это приводит к заметному повышению тепловой экономичности комбинированной парогазовой установки по сравнению с исходной ПТУ.
По тепловой экономичности наиболее эффективной из рассмотренных является схема КПГУ с ГПСВ. В отличие от КПГУ с ГПНД и ГПОВ, она позволяет в случае необходимости увеличит нагрузку на ПСВ, снизив расход пара в конденсатор. При этом увеличивается отпуск тепловой энергии сетевой водой, а следовательно, и тепловая экономичность установки. Реализация данной схемы потребует меньше капиталовложений и металлоемкости на единицу вводимой мощности.
Основные энергетические показатели тепловых схем
Параметр Обозначение Размерность Значение
ПТУ КПГУ с высокой Т ± ух КПГУ с ГПСВ КПГУ с ГПНД и ГПОВ
Электрическая мощность выработанная ^ЫРЭ , / ^ЫРЭ ПТу/ ^ЫРЭ ГТУ МВт 25/25/ 44,1688/25/ 19,1688 44,1688/25/ 19,1688 44,1688/25/ 19,1688
Электрическая мощность отпущенная ^ТПЭ , МВт 22,4697 40,6801 40,6801 40,6801
Общий расход теплоты на внешних потребителей <2тп МВт 67,7324 67,7324 67,7324 67,7324
Суммарный расход теплоты на отопление Ят МВт 15,0754 15,0754 15,0754 15,0754
Т еплота, полученная сетевой водой в ГПСВ бгПСВ кВт - - 4885,6 -
Расход свежего пара на турбину Оо кг/с 42,5583 42,5583 39,2999 39,2707
Удельные затраты тепла на собственные нужды для производства электроэнергии Чсн - 0,03 0,03 0,03 0,03
Удельные затраты эл. мощности на с.н. для производства электроэнергии на ПТУ Э ПТУ п СН - 0,05 0,05 0,05 0,05
Удельные затраты эл. мощности на с. н. для производства электроэнергии на ГТУ Э ГТУ П СН - - 0,05 0,05 0,05
Удельные затраты эл. мощности на с. н. по отпуску тепловой энергии Т п СН кВт/(Г кал/ч) 22 22 22 22
Коэффициент отнесения затрат топлива на производство электроэнергии Кэ - 0,52882 0,61124 0,56802 0,57265
Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии ЬЭУ г/(кВт-ч) 327,86 263,04 236,84 238,63
Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии по станции (с учетом ПВК) Ь\ г/МДж 30,175 30,170 32,239 31,899
кг/Г кал 126,432 126,414 135,083 133,655
КПД станции по производству электроэнергии пЭ - 0,37475 0,46711 0,51878 0,51488
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Использование газотурбинных установок при реконструкции ТЭЦ промышленно-отопительного типа / О. И. Демидов [и др.] // Промышленная энергетика. 2004. № 2. С. 19-25.
2. Каталог газотурбинного оборудования. Газотурбинные технологии. Газпром, 2006.
3. Моделирование работы элементов авиационных ГТД в системе БУЮ': Практикум по курсу «Теория, расчет и проектирование АД и ЭУ» / Уфимск. гос. авиац. техн. ун-т; Сост. Х. С. Гумеров, О. Н. Иванова. Уфа, 2005. 74 с.
4. Буринов М. А., Коновалов Р. Н. Надстройка тепловой схемы энергоблока К-215 Псковской ГРЭС газотурбинными установками // Обобщение опыта эксплуатации теплотехнического оборудования, тепловых сетей, зданий и сооружений энергопредприятий: Сб. докл. техн. конф. М.: ЦПТИ ОРГРЭС, 2004. С. 120-141.
5. Перспективы и проблемы использования ГТУ и ПГУ в российской энергетике // Теплоэнергетика. 2002. № 9. С. 2-5.
6. Полещук И. З. Расчет тепловой схемы комбинированной парогазовой установки электростанции: учебное пособие. Уфа: Уфимск. гос. авиац. техн. ун-т, 2007. 47 с.
7. Полещук И. З. Расчет тепловых схем паротурбинных установок: учебное электронное издание: учебное пособие к курсовому и дипломному проектированию по дисциплине «Тепловые и атомные электрические станции». Уфа: Уфимск. гос. авиац. техн. ун-т, 2005.
8. Тепловой расчет котлов (Нормативный метод). СПб.: НПО ЦКТИ, 1998. 256 с.
9. Цанев С. В. Газотурбинные и парогазовые установки электростанций: учеб. пособие. М.: МЭИ, 2002. 580 с.
ОБ АВТОРАХ
Брезгин Константин Николаевич, асп. каф. авиац. теплотехники и теплоэнергетики. Дипл. инж. по тепл. электр. станциям (УГАТУ, 2008). Готовит дисс. в обл. повышения тепл. экономичности ТЭС и котельных с использованием конвертированных авиац. ГТД.
Горюнов Иван Михайлович, проф. каф. авиац. двигателей, зав. НИЛ САПР-Д. Дипл. инж.-мех. (УАИ,
1974). Д-р техн. наук по тепл. двиг. ЛА (УГАТУ, 2007). Иссл. в обл. автоматизации проектир., доводки, изготовления и эксплуатации ГТД и ЭУ.
