Стартовая >> Архив >> Генерация >> Эффективность энергоблоков на турбинах Т-250/300-23,5 с газотурбинными установками

Схема с параллельным КУ среднего давления - Эффективность энергоблоков на турбинах Т-250/300-23,5 с газотурбинными установками

Оглавление
Эффективность энергоблоков на турбинах Т-250/300-23,5 с газотурбинными установками
Схема с параллельным КУ среднего давления
Схема со сбросом газов в энергетический котел, выводы

В схеме с параллельным КУ среднего давления (рис. 1, а) пар, генерируемый в нем, поступает в линию “горячего” промперегрева энергетического котла. В качестве газотурбинной надстройки использованы все ГТ мощностного ряда.
Расход свежего пара на турбину, отвечающий номинальному (265,3 кг/с), возможен лишь при надстройке блока газовыми турбинами I и II групп; при этом количество пара, поступающего на промперегрев, несколько снижается и составляет примерно 223 кг/с.

принципиальные тепловые схемы ПГУ
Рис. 1. Фрагменты принципиальных тепловых схем ПГУ:
а- с параллельным котлом-утилизатором среднего давления; б- с “вытеснением” регенерации; в - со сбросом газов в котел; г-с “избыточным” воздухом и использованием нижнего пакета экономайзера (ЭК) в качестве ГВП ВД (“турбинного” экономайзера - ТУЭ); К - компрессор; КС - камера сгорания; БК - байпасный клапан; ДУ - дожигающее устройство; И - испарительная зона; ЭСД- экономайзер среднего давления; ГПК- главный подогреватель конденсата; ЦН- циркуляционный насос; Д- деаэратор; СП- сетевой подогреватель; СН - сетевой насос; ПП - промперегрев

 

показатели тепловой экономичности
Рис. 2. Основные показатели тепловой экономичности вариантов ОГУ (в сопоставлении с паротурбинным блоком)!
а - Тн.в = - 3,6°С; б - Тнв - + 15°С; 1-5- энергетические характеристики: 1 - электрическая мощность, Nэ; 2 - теплофикационная нагрузка, QT, 3 — удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии bэ, 4 — удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении WT; 5 — расход пара на входе в турбину G0; I — IV группа ГТ по табл. 1; А — Г — варианты тепловой схемы ПГУ (соответствуют рис. 1, а - г)

 Генерация пара котлом-утилизатором незначительна и равна 16,9 и 24,4 кг/с для ГТ I и II группы соответственно, что приводит к увеличению расхода пара в ЦСД-1 на 5 и 8% по сравнению с таковым для ПСУ.
Применение ГТ большой мощности (III и IV группы) связано с необходимостью снижения паропроизводительности и тепловой нагрузки энергетического котла; расход свежего пара на турбину уменьшается (по сравнению с расходом на ПСУ) в 1,16 и 1,32 раза и составляет 227,6 и 200,3 кг/с соответственно. Снижение расхода пара, поступающего на вторичный перегрев, более существенно, нежели для схем с малой долей газотурбинной мощности, и равно приблизительно 15,5 и 28%. Паропроизводительность КУ возрастает до 49,7 и 68,1 кг/с, а температура генерируемого пара уменьшается (примерно 760 К). Это приводит к снижению температуры пара, поступающего в ЦСД-1 турбины для надстроек ГТ всего мощностного ряда, на 2, 6, 10 и 14 К соответственно.
Отмеченное снижение расхода пара через ЦВД уменьшает перепад энтальпий на последних ступенях цилиндра. Расчеты показали, что для рассматриваемой схемы перепад давлений составляет 1,5 МПа на последнем отсеке ЦВД (ступени 11 и 12) при надстройке энергоблока ГТ мощностью примерно 40 МВт и 1,0 МПа при использовании ГТ мощностью 160 МВт. Такие значения параметров ступеней не приводят к заметному снижению КПД отсека, а тем более к работе ступеней в вентиляционном режиме.

Вместе с тем, по данным [4], возможность возникновения такого режима для турбин типоразмеров К-215-12,7 и К-300-23,5 определяется перепадом давления на последней ступени ЦВД примерно 0,1 МПа. Поэтому для анализируемой схемы возможность разгрузки паровой турбины требует дополнительного обоснования и установления уровня электрической мощности, ограниченной приближением к вентиляционному режиму.
Несмотря на снижение температуры пара, поступающего в ЦСД-1, по сравнению с номинальной (наименьшее значение, равное 800 К, относится к газотурбинной надстройке мощностью 160 МВт), влажность пара на выходе из ЦСД-2 не превышает 1%; процесс расширения заканчивается выше линии Вильсона. Уменьшение электрической мощности паровой турбины для такого варианта схемы составляет 6,5% по отношению к ПСУ.
С увеличением мощности газотурбинной надстройки возрастает давление пара в отборах на верхний (от 114 до 133 кПа) и нижний (от 42 до 50 кПа) сетевые подогреватели; практически пропорционально изменению давления в нижнем теплофикационном отборе растет пропуск пара в конденсатор: максимальный расход 8,3 кг/с составляет 50% допустимого.
Мощность газотурбинной надстройки влияет на профиль КУ. В рассматриваемом среднезимнем режиме работы ПГУ при использовании ГТ I и II групп наличие ГВП ВД необязательно, тогда как применение мощных ГТ требует включения ГВП для съема части теплоты их выхлопных газов; в нашем случае тепловосприятие поверхности ГВП ВД составляет 12,1 и 18,6 МВт. Вместе с тем, представляется целесообразным включение в состав КУ этой поверхности и для надстроек меньшей мощности с целью обеспечения теплосъема при повышенных нагрузках и регулирования температуры питательной воды.
Анализ результатов расчета вариантов схемы выявил еще один ограничивающий фактор - это допустимое значение давления пара в корпусах ПВД. На рассматриваемом режиме превышения этого параметра не отмечается, однако для схемы с использованием ГТ IV группы в корпусе ПВД-6 давление пара достигает 1,91 МПа при предельном значении 2 МПа; запас менее 5% весьма незначителен. Для ПВД-8 картина иная: максимальное давление в корпусе подогревателя наблюдается при надстройке блока ГТ II группы (5,76 МПа против рпред = 6,2 МПа).
Важным параметром, определяющим возможность поддержания температуры вторичного перегрева пара (813 К) и в значительной степени влияющим на уровень эмиссии ΝΟΛ в энергетическом котле, является степень рециркуляции газов в топку котла rг, В рассматриваемой схеме значение ;у зависит от мощности (расхода выхлопных газов) ГТ и составляет 9,5; 14,4; 19,8 и 28,6% для I-IV групп турбин соответственно.
В схеме ПГУ с параллельным КУ регулирование его паропроизводительности и обеспечение номинальной температуры пара на входе в ЦСД-1 можно осуществить дополнительным сжиганием топлива в дожигающем устройстве.

Фрагмент принципиальной тепловой схемы ПГУ с вытеснением регенерации (автономным ГВП) показан на рис. 1, б.

Таблица 2
Сравнительные характеристики ПСУ и вариантов блока ПГ ТЭЦ


Параметр

Схема

ПСУ

с котлом-утилизатором

с вытеснением регенерации

сбросная

с “избыточным” воздухом

I

II

III

IV

I

II

III

III

IV

I

II

 

Паровая турбина

Расход свежего пара, кг/с

265,3

265,3

227,6

200,3

265,3

265,3

244,4

251,4

241,9

265,3

265,3

265,3

Тепловая нагрузка, МВт

468,1

490,7

502,3

509,2

469,2

491,3

510,4

508,4

537,0

468,9

468,9

432,8

Доля расхода воды, отводимой на ГВП ВД/ ГВП НД, %

6/22

9/34

30/58

45/75

32/33

43/52

100/100

70/65

100/100

45/—

45/-

-

Электрическая мощность, МВт

257,6

261,3

246,9

235,7

257,1

260,3

257,7

258,8

258,1

262,5

262,5

252,2

 

Газовая турбина

Расход топлива в камере сгорания, кг/с

3,12

4,5

9,0

12,4

3,12

4,47

9,01

9,01

12,41

3,12

4,5

-

Коэффициент избытка воздуха в выхлопных газах

2,9

3,3

3,2

3,15

2,9

3,3

3,2

3,2

3,15

2,9

3,3

-

Электрическая мощность, МВт

45,8

60,8

125,3

177,9

45,8

60,8

125,2

125,2

177,8

45,8

60,7

-

 

Энергетический котел

Расход топлива, кг/с

18,38

18,39

15,8

14,01

18,43

18,38

17,26

16,02

15,16

19,32

19,0

18,9

Степень рециркуляции газов в топку, %

9

14

17

28

13

15

30

5,0

5,0

5,0

5,0

18,0

Температура уходящих газов, К (°С)

381
(108)

381
(108)

377
(104)

375
(102)

382
(109)

382
(109)

382
(109)

380
(107)

379
(106)

381
(108)

382
(109)

383
(110)

 

ГТ-надстроика

Электрическая мощность, МВт

51,2

70,7

120

161,4

50,7

68,9

130,4

131,8

183,7

56,1

71,0

-

Тепловая нагрузка, МВт

35,3

57,9

69,5

76,4

36,4

58,5

77,2

75,6

104,2

65,9

85,5

Расход условного топлива, кг/с

3,53

5,43

8

10,2

3,6

5,4

10

8,3

11,8

4,82

6,4

-

Экономия условного топлива от комбинированной выработки, кг/кВт

0,183

0,176

0,153

0,142

0,176

0,173

0,16

0,182

0,172

0,2

0,184

-

 

Энергоблок ПГ ТЭЦ

Электрическая мощность, МВт

303,4

322,1

372,2

413,6

302,9

321,1

382,9

384

435,9

308,3

323,2

252,2

Расход топлива, кг/с

21,5

22,9

24,8

26,4

21,55

22,85

26,27

25,04

27,57

22,45

23,6

18,9

Тепловая нагрузка, МВт Удельная выработка

468,1

490,7

502,3

509,2

469,2

491,3

536,7

508,4

537,0

496,6

518,3

432,8

электроэнергии на тепловом потреблении, кВт · ч/ГДж

181,6

183,4

204,5

222,8

180,0

181,4

195,3

207,5

221,5

172,8

173,3

164,55

Коэффициент использования теплоты топлива

0,900

0,891

0,885

0,877

0,899

0,892

0,878

0,895

0,886

0,900

0,895

0,91

Прирост электрической мощности, %

20,3

27,7

47,6

64

20,1

27,3

51,8

52,3

72,8

22,2

28,1

-

Прирост тепловой нагрузки по сравнению с ПСУ, %

8,1

13,4

16,1

17,7

8,4

13,5

24,0

17,5

24,1

14,7

19,7

-

Прирост удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении, %

10,4

11,4

24,3

35,4

9,4

10,3

18,7

26,1

34,6

5,0

5,3

-

Примечания: 1. Тнв = -3,6°С. 2.1, II, 3, 4 - группа ГТ (см. табл. 1)

В качестве газотурбинных надстроек использованы турбины с уровнем мощностей, соответствующих I, II и III группам. Как и для предыдущей схемы, номинальный расход пара блоком возможен в вариантах с ГТ I и II групп, а с ГТ III группы снижается на 8%. В то же время расход пара промперегрева на ЦСД-1 при надстройке ГТ I - III групп возрастает по сравнению с ПСУ и составляет 3, 5 и 6% соответственно.
Доля расхода основного конденсата, отводимого на ГВП НД и питательной воды, поступающей в ГВП ВД, возрастает с увеличением мощности ГТ и составляет: 33 и 100% (конденсат) и 32 и 100% (питательная вода). Подогрев части (тем более всего) расхода основного конденсата и питательной воды в ГВП уменьшает отбор пара на ПВД и ПНД, в результате чего в теплофикационные отборы поступают повышенные (по сравнению с ПСУ) расходы пара, возрастает давление в отборах на верхний и нижний сетевые подогреватели и увеличивается тепловая нагрузка блока с 8,5 до 24% в сравнении с исходной ПСУ.
Для данного типа схем ПГУ ограничивающими факторами их реализации являются значительное увеличение расхода пара через последние ступени турбины в конденсационном режиме, который может превосходить расход, устанавливаемый заводом-изготовителем, и рост температуры питательной воды по сравнению с ее нагревом в ПВД. Уменьшение в связи с этим расхода топлива в надстраиваемом котле может привести к ограничениям, связанным с обеспечением необходимой температуры промперегрева и надежностью некоторых элементов котла (например, экранов топки). Это положение иллюстрируют результаты расчета схемы ПГУ с котлом ТПП-210А и газовой турбиной ГТЭ-150, представленные в [4]. При повышении экономичности на 15,6% по сравнению с паротурбинным блоком, температура питательной воды на входе в котел ПГУ превысила 543 К, что недопустимо.
Для анализируемых вариантов схемы в рассчитываемом режиме работы ПГУ по тепловому графику превышения расхода пара в конденсатор и существенного увеличения температуры питательной воды (Т “ах = 550 К) не выявлено.
Степень рециркуляции газов в топку энергетического котла, в сравнении с ранее рассмотренной схемой, несколько повышается и для мощностного ряда ГТ I, II и III групп составляет соответственно 13, 15 и 30%. Температура уходящих газов равна 382 К, что на 1 К ниже, нежели у ПСУ.



 
« Эффективности сжигания газа и бурого угля ухудшенного качества на котлах БКЗ-210-140Ф
электрические сети