< 3
ИЗВЕСТИЯ АКАДЕМИИ НАУК ЭНЕРГЕТИКА
2009
УДК 621.438.082:621.311.23
© 2009 г. ЛОЩАКОВ И.И., НЕДОТКО В.В., РОМАХОВА Г.А., СЕРГЕЕВ А.Ю.
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК СРЕДНЕЙ МОЩНОСТИ НА ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
Обсуждаются различные способы использования газотурбинных установок средней мощности в энергетике на примере установки GT8C Alstom. Установка расположена на Южной ТЭЦ г. Санкт-Петербурга, она может работать в составе реконструированного паротурбинного блока, с подогревателем сетевой воды, в составе комбинированных установок одного и двух уровней давления, как автономная -для выработки пиковой электроэнергии.
Рассмотрены преимущества и недостатки вариантов. Сделан вывод о том, что рассмотренные варианты использования установки могут быть распространены на любые энергетические ГТУ класса мощности 50-70 МВт.
На основании расчетов экономической эффективности показана целесообразность использования установки по любой из рассмотренных схем. Дальнейшее пребывание установки в режиме консервации снижает ее надежность и увеличивает затраты, связанные с реализацией любого варианта ее дальнейшего использования.
Современное состояние энергетики характеризуется устойчивым ростом потребления электрической и тепловой энергии в условиях недостатка инвестиционных ресурсов на ее развитие. Основными направлениями технической политики в области теплоэнергетики предусмотрены реконструкция и техническое перевооружение действующих электростанций при использовании новых технологий, включая газотурбинные и парогазовые. При этом предусматривается, в основном, ввод ПГУ ТЭЦ и ГТУ ТЭЦ для максимального использования теплоты топлива. Внедрение таких технологий в условиях дефицита маневренного оборудования приведет к сложностям по обеспечению надежности энергосистем. Этому будет способствовать и предлагаемое на перспективу увеличение коэффициента использования установленной мощности АЭС. В часы ночного снижения нагрузки потребуется более жесткое регулирование конденсационного оборудования на органическом топливе, при этом отдельные типы энергоблоков должны будут разгружаться до технического минимума. Следствием дефицита маневренных установок будет снижение надежности энергоснабжения и ускоренный рост степени износа основных фондов, который в 2004 г. достиг 57,3% [1].
Для развития отрасли необходимо точно оценить существующие производственные возможности предприятий, их способность надежно и эффективно обеспечивать растущий спрос на электроэнергию и тепло, и на этой основе определять реальные масштабы необходимой модернизации [1]. Неэффективные решения и отсутствие необходимых решений по конкретным предприятиям, приведут к снижению надежности энергоснабжения, перерасходу топливных ресурсов, неокупаемости вложенных средств.
Принципиальная схема реконструкции блока < 3 Южной ТЭЦ
В 1997 г. был реконструирован блок № 3 Южной ТЭЦ г. Санкт-Петербурга по схеме со сбросом уходящих газов газотурбинной установки в котел паротурбинного бло-
Пар из ЦВД
Рис. 1. Принципиальная схема блока № 3 Южной ТЭЦ с газотурбинной надстройкой: 1 - газоход; 2 - смеситель; 3 - воздуховод; 4-7 - клапаны; 8 - воздухо-водяной теплообменник (ВВТО); 9 - регенеративный воздухоподогреватель; 10 - дымосос; 11 - вентилятор; 12 - регулирующий клапан системы рециркуляции воздуха; 13 - дымовая труба; 14,15 - шиберы
ка Т-250/300-240 [2]. Для этого у концерна ABB (в настоящее время Alstom) была приобретена газотурбинная установка GT8C мощностью 52,8 МВт и КПД 34,4 % по ISO (табл. 1).
Авторы проекта разработали нетрадиционную схему (рис. 1). Ее особенность состоит в том, что уходящие из котла ТГМП-344А газы охлаждаются не в газоводяных подогревателях, как обычно, а в воздухо-водяном теплообменнике (ВВТО) с помощью избыточного воздуха, который является промежуточным теплоносителем, передающим теплоту сетевой или подпиточной воде в зависимости от режима работы.
При работе в парогазовом режиме уходящие из ГТУ газы, содержащие ~ 14% кислорода (по объему), подаются по газоходу 1 в дутьевой тракт котла. В смесителе 2 к ним подмешивается воздух, поступающий по воздуховоду 3 после охлаждения в возду-хо-водяном теплообменнике 8. При этом клапан 6 закрыт, клапаны 4 и 5 открыты. Регулирование общего расхода окислителя, подаваемого в топку котла, и расхода топлива производится клапаном 12 изменением расхода воздуха в контуре рециркуляции при штатной производительности дутьевого вентилятора 11. В топку котла поступа-
Таблица 1
Показатели установки GT8C по ISO [3, 4]
Электрическая мощность базовая/пиковая, МВт 52,8/56,8
Частота вращения, об/мин. 6200
Абсолютный электрический КПД, % 34,4
Степень повышения давления в компрессоре 15,7
Средняя температура газа перед турбиной по ISO, °С 1100
Температура газа при выходе из камеры сгорания, °С 1172
Температура газа из газовой турбины, °С 517
Расход уходящих газов, кг/с 179
Эмиссия окислов азота в камере сгорания при работе на газе, миллионные 25
объемные доли (vppm)
Показатели ОТ8С при характерных значениях температуры атмосферного воздуха
Показатели
Среднегодовая Тв = +4°С
Средняя отопительного периода Тв = -2°С
Электрическая мощность, МВт Абсолютный электрический КПД, % Температура газа за газовой турбиной, °С Расход уходящих газов, кг/с
54,7 34,3 519 182,7
56,5 34,4 515 186,5
ют уходящие из ГТУ газы полностью, а дополнительный воздух - в количестве, необходимом для сжигания топлива с минимальным избытком окислителя. Избыточное количество воздуха подается на вход дутьевого вентилятора. Этот воздух играет роль промежуточного теплоносителя. Регенеративный подогреватель воздуха 9 и дымосос 10 по проекту должны работать в штатных режимах.
Одной из основных задач реконструкции было сохранение всех элементов паротурбинного блока и возможность его автономной работы. Строительные работы, монтаж газотурбинной установки, дополнительных газоходов, воздуховодов и специально спроектированного в ОАО "Красный котельщик" воздухо-водяного теплообменника были проведены без нарушения работы паротурбинного блока. Необходимые подключения к существующим газоходам и воздуховодам не потребовали значительного времени и были проведены в период останова блока [2].
При отключении газовой турбины переход энергоблока в режим работы паротурбинной установки осуществляется автоматически. По мере уменьшения расхода уходящих газов ГТУ с помощью регулирующего клапана 12 снижается расход воздуха до номинального значения в контуре циркуляции и увеличивается расход воздуха, подаваемого в топку. Затем осуществляется отключение ГТУ без снижения нагрузки блока.
Время запуска ГТУ до момента синхронизации составляет 15 мин, до достижения номинальной нагрузки - 25 мин. Продолжительность включения ГТУ с набором полной нагрузки при работе в составе блока - 40 мин. За пять лет эксплуатации было произведено 54 пуска газотурбинной установки.
Первый пуск газотурбинной установки был произведен в декабре 1997 г., в декабре 1998 г. реконструированный блок № 3 был введен в эксплуатацию. Совместно с газотурбинной надстройкой он эксплуатировался до апреля 2002 г. Наработка ГТУ составила 24 250 экв. час. При промышленной эксплуатации энергоблока № 3 в режиме ПГУ были установлены технические недостатки схемы и проектные недоработки. На их устранение финансирование не выделялось, и в 2002 г. установка ОТ8С была законсервирована.
Реконструированный блок фактически является комбинированной парогазовой установкой, производящей два вида продукции: теплоту и электроэнергию. В настоящее время не существует достоверных термодинамических параметров, позволяющих оценивать эффективность таких блоков и сравнивать ее в сопоставимых условиях с эффективностью других когенерационных установок, например, паротурбинных, газотурбинных или парогазовых.
Дискуссия по поводу параметров эффективности производства отдельных продуктов в таких установках и методов разделения затрат на производство отдельных продуктов, длится в открытой печати более 15 лет. Нормативный метод [5, 6] также не дает достоверных результатов, об этом разработчики метода сообщили в работе [7]. Поэтому вопросы термодинамической эффективности выполненной схемы рекон-
Показатели блоков Т-250/300-240 и ПГУ-300Т при средней для отопительного периода
температуре воздуха
Параметры
Т-250/300-240
ПГУ-300Т
Электрическая мощность блока, МВт Тепловая нагрузка, МВт,
247,6 398,3
304,1 473,3 75,0 17,25 13,97 3,28 124,8 186,5 325,3 120 847,59 683,40 164,18 0,643 0,92
в т.ч. ВВТО
Расход топлива суммарный, кг/с
14,31 14,31
в котле
- в камере сгорания ОТ8С Расход воздуха, подаваемого в топку котла, кг/с Расход уходящих газов ГТУ, подаваемых в топку, кг/с Расход газов через топку, кг/с Температура уходящих газов, °С Количество теплоты, подведенной с топливом, МВт
323,7 120 700,04 700,04
255,4
в котле
- в камере сгорания ОТ8С Выработка электроэнергии на тепловом потреблении Коэффициент использования теплоты топлива
0,622 0,92
струкции блока № 3 Южной ТЭЦ и сравнение ее с другими вариантами реконструкции, в настоящей статье не рассматриваются.
Об эффективности использования реконструированного блока по тепловому графику можно судить по режиму его работы при средней для отопительного периода температуре. Для Санкт-Петербурга эта температура составляет -2°С. Показатели ОТ8С при этой температуре и при среднегодовой +4°С приведены в табл. 2. Они получены с использованием характеристик установки. Относительные потери давления в воздухозаборном устройстве и в выходном тракте в соответствии с контрактными условиями приняты равными 0,01 и 0,03 соответственно.
Результаты расчета проектных показателей реконструированного блока, условно назовем его ПГУ-300Т, и теплофикационного блока Т-250/300-240 в сопоставимых условиях приведены в табл. 3. Оба блока работают по тепловому графику. Температура прямой сетевой воды - 91°С, обратной - 50°С. Затраты на собственные нужды не учитывались.
В табл. 3 приведены два параметра, которые обычно используются для оценки эффективности теплофикационных установок: коэф
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.