Теплоэнергетика, 2021, № 1, стр. 76-84

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ТЕПЛОФИКАЦИОННОЙ ДВУХТОПЛИВНОЙ ПГУ

Тепловая схема установки включает в себя энергетический котел, работающий на угле и обеспечивающий генерацию пара высоких параметров, газотурбинную установку, работающую на газе, котел-утилизатор и паротурбинную установку с системами регенерации и отпуска тепла (рис. 1).

Рис. 1.

Принципиальная схема двухтопливной теплофикационной ПГУ параллельного типа. ГТУ – газотурбинная установка; К – энергетический паровой котел; КУ – котел-утилизатор; ПТУ – паротурбинная установка; ПГ – парогенератор котла-утилизатора; ТВД – теплообменник высокого давления котла-утилизатора; ТНД – теплообменник низкого давления котла-утилизатора; ЧВД, ЧСД, ЧНД – части высокого, среднего и низкого давления турбины; ПВД, ПНД – подогреватели высокого и низкого давления системы регенерации; Д – деаэратор; Кн – конденсатор; СП-1 и СП-2 – сетевые подогреватели; КН, ПН, СН – конденсатный, питательный и сетевой насосы; РОУ – редукционно-охладительная установка

В КУ предусмотрена выработка пара в двух контурах давления: высокого и среднего. В контуре высокого давления генерируется пар высоких параметров, который совмещают с потоком пара из энергетического котла и направляют на вход паровой турбины. В контуре среднего давления вырабатывается пар средних параметров, который совмещают с потоком пара из части высокого давления паровой турбины и направляют в часть среднего давления. Таким образом, в ЧСД поступает поток пара, по расходу соизмеримый (и даже больший) с потоком пара, направляемым на вход турбины, несмотря на наличие нерегулируемого отбора в ПВД-6. Кроме того, в котле-утилизаторе обеспечивается подогрев части питательной воды и основного конденсата в теплообменниках высокого и низкого давления, для чего в системе регенерации предусмотрены соответствующие байпасные линии.

Работа котла-утилизатора не влияет на принцип отпуска тепла, для обеспечения которого предусмотрены два регулируемых теплофикационных отбора, совмещенных с нерегулируемыми отборами. Из теплофикационных отборов пар направляют в сетевую установку, состоящую из двух подогревателей (СП-1 и СП-2). При максимальной нагрузке сетевых подогревателей обеспечивают вентиляционный пропуск пара в конденсатор (на уровне 2% максимального пропуска пара в ЧНД), а отбор пара на ПНД-1 не задействуют.

Представленную на рис. 1 схему называют схемой с параллельной работой котла-утилизатора и энергетического котла. Она обеспечивает повышение эффективности использования обоих видов топлива:

газа – благодаря утилизации тепла сбросного потока;

угля – путем применения добавочного пара из утилизационных контуров и снижения доли отбираемого в нерегулируемые отборы пара.

В результате проведенных расчетов установлено, что тепловая схема ПГУ на основе газовой турбины 6FA мощностью 82 МВт (производитель ООО “Русские газовые турбины” [8]) с давлением свежего пара в паросиловом контуре установки 12.8 МПа и температурой 555°С позволит обеспечить мощность паровой турбины в конденсационном режиме примерно 146 МВт. В теплофикационном режиме электрическая мощность (при тепловой мощности 243 МВт) составит 117 МВт, максимальная суммарная электрическая мощность ПГУ – 228 МВт.

Параметры и расходы рабочего тела через проточную часть турбины обусловлены тепловой схемой ПГУ и параметрами пара дополнительных контуров установки. Расчетная тепловая схема паротурбинной установки представлена на рис. 2. На этом рисунке приведены значения некоторых параметров в конденсационном режиме (при отпуске тепла Q_т = 0) работы ПГУ.

Рис. 2.

Расчетная тепловая схема паротурбинной установки Т-117/146-12.8. П1–П6 – подогреватели системы регенерации; ПГ1 и ПГ2 – парогенераторы высокого и среднего давления в КУ; значения давления, МПа, и расходов, кг/с, рабочего тела на соответствующем участке тепловой схемы относятся к конденсационному расчетному режиму (Q_т = 0). Остальные обозначения см. рис. 1

Возможна работа ПГУ на пониженном до 8.8 МПа давлении паросилового контура. При этом турбина сохраняет свою конфигурацию и систему регенерации. При снижении давления происходит увеличение удельного объема пара (приблизительно на 20%), что обусловливает уменьшение пропуска пара через проточную часть турбины, а следовательно, снижение расчетного внутреннего относительного КПД турбины. Эти факторы ведут к понижению мощности турбоустановки со 146 до 122 МВт, что вызывает уменьшение расхода топлива, подводимого к паросиловому контуру.

Характеристики отборов паротурбинной установки с турбинами двух типов при работе на разных давлениях свежего пара представлены в табл. 2. При снижении давления свежего пара до 8.8 МПа происходит уменьшение пропуска пара на входе в турбину со 117 до 94 кг/с с одновременным снижением температуры питательной воды с 230 до 208°С. Это приводит к движению практически всего потока питательной воды по байпасной линии ТВД КУ и вытеснению пара верхних нерегулируемых отборов (см. табл. 2). Характеристики паротурбинной установки с турбинами Т-117/146-12.8 и Т-96/122-8.8 при обеспечении внутреннего относительного КПД турбины η_оi = 0.86, КПД котла η_к = 0.88, КПД ГТУ η_ГТУ = 0.36 представлены в табл. 3.

Из этой таблицы можно видеть, что для рассматриваемой схемы переход на пониженное давление ведет к увеличению коэффициента бинарности ПГУ с 0.406 до 0.446 и обусловливает рост КПД ПГУ с 50 до 50.5% в конденсационном режиме работы.

Работа ПГУ на базе турбины Т-117/146-12.8 в условиях сезонного изменения температур характеризуется главным образом двумя факторами – изменением эффективности и мощности газовой турбины и подключением тепловой нагрузки (рис. 3). Из рисунка видно, что переход на теплофикационный режим работы, связанный с отпуском тепла 220–242 МВт, ведет к снижению мощности ПТУ приблизительно на 30% (со 146 до 112 МВт). Однако одновременное увеличение мощности газовой турбины с 74 до 85 МВт позволяет поддерживать баланс электрической мощности ПГУ в течение года на уровне 202–220 МВт. Изменение мощности не превышает 9%. Такой эффект в первую очередь связан с наличием в тепловой схеме не зависящего от работы ГТУ энергетического котла. Следует отметить, что реальные условия эксплуатации ПГУ могут отличаться от представленных, однако можно с уверенностью полагать, что загруженность теплофикационных отборов в летнее время еще более выровняет график электрической нагрузки ПГУ. Ничего принципиально не меняет работа ПГУ на базе турбины Т-96/122-8.8 при несколько меньших абсолютных значениях рассматриваемых величин.

Рис. 3.

Энергетические показатели ПГУ в зависимости от температуры окружающей среды для турбины Т-117/146-12.8. Мощность: 1 – ГТУ; 2 – ПТУ; 3 – ПГУ; 4 – тепловая мощность ${{Q}_{{\text{т}}}}$

ВАРИАНТ МОДЕРНИЗАЦИИ ТЭЦ г. СЕВЕРСК

На ТЭЦ г. Северск используется топливо двух видов: газ и каменный уголь Кузнецкого бассейна марки СС. Эта ТЭЦ характеризуется разнообразием тепловой нагрузки (отопление и два производственных потребителя), сложностью обеспечения технологических минимумов нагрузки (тепловых и электрических), отпуском тепла через РОУ, высокими удельными расходами топлива. В ее состав входят турбины различного типа: Т-25, ПТ-25, К-50, Р-12, Т-100, Т-115.

В данной работе рассматривается вариант модернизации этой ТЭЦ путем встраивания в ее тепловую схему теплофикационной двухтопливной ПГУ с параллельной схемой работы при сохранении в эксплуатации действующего котельного острова, состоящего из двух котлов Е-210-13.8 (ст. № 20 и 21). Эти котлы работают на общий паропровод на пониженном давлении 8.8 МПа при температуре свежего пара примерно 555°С. Выбор основного оборудования обусловлен следующим требованием: изготовление его на отечественных предприятиях либо высокая степень локализации производства в России. С учетом имеющихся в наличии энергетических котлов, помещений турбинного цеха, а также возможности размещения в нем паровой турбины установленная мощность вновь вводимой ПГУ может составить 200–250 МВт.

Рассмотренная ранее ПГУ на базе газовой турбины 6FA и паровой теплофикационной турбины Т-96/122-8.8 является основным техническим решением в предлагаемом варианте модернизации. Кроме того, для прохождения технологических минимумов отпуска тепла производственному потребителю и сохранения теплофикационных мощностей предусмотрена установка двух паровых турбин ПР-30/35-90 при сохранении в конфигурации ТЭЦ двух турбин Р-12 и турбин Т-100 и Т-115 (рис. 4).

Рис. 4.

Вариант реконструкции ТЭЦ г. Северск; приведены значения максимальных тепловых нагрузок

Анализ принимаемых решений ведется при сопоставлении с итогами работы в 2018 г. Фактически это сопоставление показывает, насколько была бы предпочтительнее ТЭЦ в 2018 г. при обеспечении модернизации в указанном объеме. Выравнивание вариантов при сравнении проведено по отпуску тепла. При этом загрузка оборудования до максимальных значений выполнена следующим образом. В первую очередь нагружают лучшее теплофикационное оборудование – новую двухтопливную ПГУ, затем последовательно новые турбины ПР, потом оставшееся оборудование ТЭЦ (Т-турбины). Нагрузка производственного потребителя обеспечивается действующими турбинами типа Р. Тепло, вырабатываемое новыми турбинами, используется для генерации электрической энергии на тепловом потреблении, существенно большей (благодаря ПГУ), чем реально полученная в 2018 г. (табл. 4).

В расчетах принималось, что оставшееся старое оборудование ТЭЦ работает со среднестанционными (по итогам 2018 г.) показателями, что приводит к несколько “пессимистичной” оценке полученных результатов. Следует отметить, что эти показатели улучшатся вследствие вывода из эксплуатации наиболее неэффективного оборудования (турбин Т-25, ПТ-25 и Л-50), а средние показатели после модернизации в целом подрастут. Однако в расчетах не учитываются индивидуальные режимные особенности оборудования.

Из табл. 4 можно видеть, что в представленном варианте модернизации удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии снизился в 2.4 раза и составил 216 г/(кВт · ч). Суммарный расход газа возрос в 1.22 раза, а угля уменьшился в 1.36 раза, что при цене газа 4600 руб/тыс. м³ и угля 2286 руб/т привело к снижению затрат на топливо в 1.08 раза (с 2.74 до 2.5 млрд руб.) при одновременном увеличении выработки электроэнергии на тепловом потреблении в 1.7 раза (с 742 902 до 1 272 245 тыс. кВт ⋅ ч).

ВЫВОДЫ

1. Выполненные расчеты тепловой схемы ПГУ на базе газовой турбины 6FA в двух вариантах исполнения (давление в паросиловом контуре 12.8 и 8.8 МПа) показали, что при коэффициенте бинарности равном 0.406–0.446, характеризующем преимущественность использования угля, КПД установок находится в пределах 0.500–0.505.

2. Наличие энергетического котла в тепловой схеме двухтопливной ПГУ позволяет круглогодично выравнивать баланс электрической мощности.

3. Расчет технико-экономических показателей варианта модернизации ТЭЦ г. Северск при сохранении энергетических котлов и применении двухтопливной ПГУ мощностью 204 МВт на базе турбины 6FA с теплофикационной турбиной Т‑96/122-8.8 (Q_т = 204 МВт), который кроме установки ПГУ предусматривает установку двух турбин ПР-30/35, показал, что удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии снижается в 2.4 раза и составляет 216 г/(кВт ⋅ ч).