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

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.

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

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

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.