Схема со сбросом газов в энергетический котел (рис. 1, в) реализуется путем использования в качестве надстройки всех групп мощностной) ряда ГТ (см. табл. 1), причем требуется три ГТ I группы и две ГТ II группы. Расчетный анализ проведен для ГТУ мощностей 110-120 МВт и 160- 170 МВт.
Расход свежего пара турбиной по сравнению с ПСУ снижается на 6% при надстройке ГТ III группы и на 10% при надстройке ГТ IV группы, однако увеличение расхода пара после промперегрева на ЦСД-1 в 1,06 и в 1,05 раза, снижение расхода на турбопривод и вытеснение регенерации (доля расхода основного конденсата, отводимого на ГВП НД и питательной воды, отводимой на ГВП ВД для надстройки ГТ III группы, составляет 65 и 70%, а для ГТ IV группы - по 100%) позволяет увеличить мощность паровой турбины для обоих вариантов схемы на 6 МВт по сравнению с исходным блоком.
Поскольку отбор пара на группу ПВД при 100%-ном расходе питательной воды на ГВП ВД отсутствует, то ограничения по предельному давлению пара в корпусе ПВД сняты, однако для варианта с использованием ГТ III группы они практически равны предельным (2,0; 4,58 и 6,03 МПа для ПВД-6, -7, -8 соответственно).
Особенностью данной схемы является сохранение РВП и дутьевых вентиляторов, хотя при работе в рассматриваемом режиме они отключены. Доля выхлопных газов ГТ, поступающих в горелки котла, равна 87,7 и 61,4% соответственно для III и IV групп ГТ; остальной расход выхлопных газов сбрасывается на вход в дополнительную экономайзерную шахту (ДЭШ). Степень рециркуляции газов в топку котла rг составляет для обоих вариантов 5%.
С увеличением электрической мощности надстройки отмечается рост температуры питательной воды на входе в котел: по сравнению с ПСУ повышение Тпв составляет 10 и 16 К. Оценка площади поверхностей ГВП ВД и ГВП НД показала примерно одинаковое значение для обоих вариантов: около 63 и 61 тыс. м2. При этом, однако, происходит перераспределение размеров площадей ГВП ВД и ГВП НД: для надстройки ГТ III группы 47 и 53% суммарной поверхности ДЭШ и 57 и 43% для надстройки ГТ IV группы.
Стремление к минимальным конструктивным изменениям реконструируемого блока привело к разработке схемы ПГУ с “избыточным ’’ воздухом и использованием нижнего пакета ЭК котла в качестве ГВП ВД (рис. 1, г). Дополнительный элемент схемы - водовоздушный теплообменник (ВВТО), включенный на линии рециркуляции горячего воздуха после РВП для нагрева части сетевой воды теплофикационной установки турбины. Расчеты тепловой схемы ПГУ данного типа проведены для надстройки с использованием ГТ I и II групп.
В отличие от предыдущей схемы, на рассматриваемом режиме возможно сохранение номинального расхода пара в голову турбины для обоих вариантов мощностного ряда ГТ. Увеличение расхода пара на ЦСД-1 (после промперегрева) составляет 7,5% по сравнению с ПСУ, а байпас группы ПВД по питательной воде, поступающей на нижний пакет ВЭК, равен 45%. В результате мощность паровой турбины возрастает на 10,3 МВт по отношению к исходному варианту. При этом давление пара в корпусах ПВД, одинаковое для обеих надстроек, близко к пределу ограничения и составляет 1,9; 4,54 и 6,09 МПа.
На рис. 2 сопоставлены основные показатели тепловой экономичности вариантов ПГУ с аналогичными параметрами исходного паросилового блока для двух режимов: при номинальной тепловой нагрузке (Tн. в = 269,4 К) и ее отсутствии (Тн.в = 298 К). Характерные значения отнесены к таковым для паротурбинного блока, например
где j - вариант мощностного ряда ГТУ.
Выводы
- Установлены уровни мощностей ГТУ в зависимости от реализуемой схемы реконструкции исходного энергоблока. Наибольшая электрическая мощность блока ПГ ТЭЦ (примерно 436 МВт) может быть получена в сбросной схеме с газотурбинной надстройкой мощностью 165 МВт.
- В схемах со значительным снижением паропроизводительности и тепловой нагрузки энергетического котла, например, с параллельным КУ и с вытеснением регенерации при использовании мощных ГТ, возникает проблема обеспечения номинальной температуры промперегрева. Для этого уже при номинальной нагрузке надстроенного блока требуется значительная рециркуляция газов (28 - 30%).
- Результаты моделирования и расчетного исследования энергоблоков с ГТ-надстройками различного типа позволили установить влияние на их эффективность технических ограничений для оборудования, например: по максимальному давлению пара в паропроводах промперегрева, по максимальному давлению в корпусах ПВД, по минимальному нагреву воды в деаэраторе и др.
Список литературы
- Попырин Л. С., Щеглов А. Г Эффективные типы парогазовых и газотурбинных установок для ТЭС. - Электрические станции, 1997, № 7.
- Длугоселъский В. И., Барочин Б. Л. Парогазовые установки в теплофикации. -Тяжелое машиностроение, 1994, № 4.
- Тепловые схемы ТЭС и АЭС / Боровков В. М., Демидов О. И., Казаров С. А. и др. С.-Пб.: Энергоатомиздат, 1995.
- Модернизация энергетических блоков путем их надстройки газовыми турбинами / Ольховский Г. Г., Чернецкий Н. С., Березинец П. А. и др. - Электрические станции, 1991, № 7.
- Березинец П. А., Копсов А. Я. Газотурбинная надстройка блоков 300 МВт Костромской ГРЭС. - Электрические станции, 1999, № 7.
- Березинец П. А., Ольховский Г. Г. Техническое перевооружение газомазутных ТЭС с использованием газотурбинных и парогазовых технологий. - Теплоэнергетика, 2001, №6.
- Безлепкин В. П., Гольдштейн А. Д. О схемах надстройки паротурбинных установок газовыми турбинами. - Теплоэнергетика, 2000, № 5.
- САПР “Тепловая схема”: комплексная автоматизация разработки, расчета и оптимизации тепловых схем энергоблоков ТЭС и АЭС / Демидов О. И., Жук Н. И., Иванов В. А. и др. -Тр. С.-Пб. ГТУ, 1999, №481.
