Тригенерация, когенерация и мини-ТЭЦ в разделах:
Новости | Статьи | Документы | Примеры решений | Реклама
Оборудование для мини - ТЭЦ | Форум |
Главная / Статьи / Теплофикация /
Технические статьи
Источник: ЗАО «Уральский турбинный завод»,
www.utz.ru

История парогазового цикла в России. Перспективы

развития

Петреня Ю.К., д. ф - м. наук (ОАО "НПО "ЦКТИ"

)

Научно-техническая конференция «Энергетическое машиностроение России – новые решения»

Во всем мире прогресс в теплоэнергетике связывают с решением задач по повышению эффективности, экологичности, снижению материало- и капиталоемкости, повышению надежности и эксплуатационных свойств энергетических установок тепловых электростанций.

Одним из признанных направлений по реализации поставленных задач является широкое внедрение в энергетику комбинированных парогазовых установок (ПГУ). В энергетическом секторе, использующем в качестве топлива природный газ или жидкое топливо, приоритет использования парогазовых установок хорошо известен.

Идея создания парогазовых установок, использующих в качестве рабочих тел продукты сгорания топлива и водяной пар (бинарные установки), впервые была высказана французским ученым Карно еще в 1824 г в его работе «Размышления о движущей силе огня и о машинах, способных развивать эту силу». Карно предложил схему поршневой парогазовой установки и обосновал основное условие создания эффективных парогазовых установок — использование продуктов сгорания топлива в качестве рабочего тела в области высоких температур с одновременной утилизацией отбросного тепла газов для получения рабочего пара. По мере развития паровых и газовых турбин оказалось возможным практическое осуществление этой идеи гениального ученого, более чем на столетие вперед определившего основные пути развития парогазовых тепловых двигателей.

Первые бинарные парогазовые установки появились в Германии. В 1913 - 1917 Хольцварт осуществил ПГУ на базе ГТУ с пульсирующей камерой сгорания (рис. 1). КПД её не превышал 14%.

В 1932 г. фирма «Броун-Бовери» разработали высоконапорный парогенератор «Велокс» (рис. 2) в топку которого воздух подавался осевым компрессором, приводом которого служила осевая газовая турбина

В сочетании «Велокса» с паровой турбиной получалась парогазовая установка с нулевой выработкой полезной мощности газовой турбиной.

В России исследования комбинированных термодинамических циклов выполнены в ЦКТИ 1934 — 1940 гг. и продолжены в послевоенные годы.

В 1944—1945 гг. в ЦКТИ А. Н. Ложкин разработал схему парогазовой установки со сгоранием топлива при постоянном давлении (рис. 3а). Теоретические основы комбинированного парогазового цикла с высоконапорным парогенератором (ПГУ с ВПГ) были рассмотрены в работах ЦКТИ (А.Н. Ложкин, А.Э. Гельтман), что позволило повысить эффективность установки за счет параллельного с регенеративной системой паровых турбин подогрева питательной воды. Принципиальная схема этого предложения приведена на рис. 3б. В этот период были разработаны основные принципы комбинирования паровых и газовых турбин, проведен термодинамический анализ парогазовых циклов, выполнено сравнение различных комбинированных схем и выявлено преимущество установок с высоконапорными парогенераторами по сравнению с ПГУ сбросного типа (с низконапорными парогенераторами) и с котлами-утилизаторами. Принципиальные схемы основных рассмотренных типов ПГУ приведены на рис. 4.

Это преимущество заключается прежде всего в значительном снижении металловложений в высоконапорные парогенераторы по сравнению с котлоагрегатами обычного типа. Кроме того, парогазовые установки с высоконапорными парогенераторами обеспечивают большую экономию топлива как по сравнению с парогазовыми установками других типов, так и по сравнению с раздельными паротурбинными и газотурбинными установками. Это справедливо для ПГУ на базе газовых турбин с начальной температурой газов перед ними до 950÷1 000 ˚С.

Начатые в ЦКТИ термодинамические исследования циклов ПГУ получили развитие в работах Одесского политехнического института (под руководством проф. Д,П. Гохштейна), Саратовского политехнического института (под руководством проф. А.И. Андрющенко), Ленинградского политехнического института (под руководством проф. И.И, Кириллова и В.А. Зысина), ЭНИНа, ВТИ и др.

На базе разработанных ЦКТИ схем и основного нестандартного оборудования парогазовых установок в Советском союзе были построены и введены в эксплуатацию парогазовые установки:

* 1963г., Ленинград, Первая ЛенГЭС, ПГУ с ВПГ - 6,5 мощностью 6,5 МВт (ηпгу =29,1%) на базе ГТУ-1,5 с начальной температурой газов 720оС;

* 1966÷1970, Ленинград, Блок-ТЭЦ №6, 3 блока ПГУ с ВПГ мощностью 16,5МВт, (η = 35,5) на базе ГТ-700-4-1М с начальной температурой газов 700оС;

* 1972г , Невинномысск, Невинномысская ГРЭС, ПГУ с ВПГ мощностью 200МВт, (η = 43%) на базе ГТ-35 с начальной температурой газов 770оС производства Харьковского турбинного завода (принципиальная схема ПГУ на рис. 5).

Годовая наработка блока ПГУ-200 мощностью 200 МВт с ВПГ на параметры пара 13 МПа, 545/560°С на Невинномысской достигла - 7940 час.

В период 1983-1885 г. его наработка на отказ составила 1132-1427 час. против 1070-1140 час у блоков ПСУ с турбинами К-300-240 и 654-885 час. - с турбинами К-800-240.

При проектной температуре газов перед газовой турбиной 770°С и одинаковых в ПГУ и в ПСУ паровых турбинах K-I60-I30 в условиях эксплуатации ПГУ-200 получено сокращение по сравнению с ПСУ:

— по расходу топлива - 8%;

— по металлоемкости ВПГ - 2.5 раза;

— по удельным капзатратам - на 8%.;

* 1982г, Молдавская ГРЭС, ПГУ с НПГ мощностью 250МВт, (ηпгу =42%) на базе ГТ-35 с начальной температурой газов 770оС, принципиальная схема на рис. 6. Годовая наработка блоков составляет 7460 часов. Блоки работают в переменной части графика электрических нагрузок с остановом газотурбинных агрегатов ГТ-35-770 и разгрузкой паровых турбин К-210-130 до 40% от полной мощности на ночь. Отработаны режимы автоматического пуска ГТА и их подключения к действующим паровым котлам после ночного останова. Среднеэксплуатационное снижение удельного расхода топлива по сравнению с ПСУ составляет 3-5%

* 1996г., ОПКС "Грязовец", ПГУ с КУ мощностью 35 МВт, =37,4), на базе ГТН-25 с начальной температурой газов 770оС, принципиальная схема на рис. 7;

1997 г. Несмотря на критику принятых решений по надстройке блока с турбиной Т-250 на Южной ТЭЦ С-Петербурга газотурбинной установкой GT-8C, проект был реализован. Для реконструкции этого энергоблока у концерна АВВ была приобретена газотурбинная установка GT-8C, которая обеспечивает около 50% окислителя, необходимого для работы котла с номинальной паропроизводительностью. Остальные 50% подает дутьевой вентилятор.

Авторами проекта разработана необычная схема (рис. 8), основная особенность которой состоит в том, что охлаждение уходящих газов котла осуществляют не в газоводяных теплообменниках, а в сохраняемом в схеме ПГУ вращающемся регенеративном воздухоподогревателе (РВП) с помощью избыточного воздуха. Последний выполняет роль промежуточного теплоносителя, передающего тепло уходящих газов котла подпиточной или сетевой воде. Данная схема имеет очень

in

сложную систему газовоздухопроводов большого сечения и шиберов, плотность которых недостаточна. Для схемы характерны также неизбежные перетечки в РВП (до 20%), а также отсутствие вытеснения регенерации паровой турбины. Поэтому такая реконструкция паротурбинных энергоблоков путем надстройки газовой турбинной привела к снижению надежности работы установки и к значительным дополнительным потерям тепла. Как показали испытания, парогазовый блок вместо проектного прироста КПД на 1-1,5% обеспечивает ту же экономичность, что паросиловой блок до реконструкции. При использовании рациональной схемы прирост КПД составил бы 2-3% абс. Таким образом, парогазовый блок Южной ТЭЦ Санкт-Петербурга представляет собой, с точки зрения реализации парогазовых технологий, скорее отрицательный пример.

Краткая характеристика парогазовых установок разработанных ЦКТИ приведена в табл. 1

Принципиальная схема ПГУ-320 мощностью 320МВт с внутрицикловой газификацией твердого топлива, разработанная для Кировской ТЭЦ-5, приведена на рис. 9. Показатели разработанных ПГУ с ВЦГ при температуре наружного воздуха 15˚С приведены в табл. 2.

В эти же годы выполнены проекты ПГУ с ВПГ и НПГ мощностью 250÷1000 МВт, включая и ПГУ с внутрицикловой газификацией топлива, предназначенные как для нового строительства, так и для модернизации действующих паросиловых блоков, выработавших ресурс. Показатели разработанных ПГУ приведены в табл. 1. В эти же годы НПО ЦКТИ разрабатывает для Газпрома концепцию ведомственной электростанции мощностью 30÷100 МВт с использованием типов ГТУ, применяемых Газпромом, но в энергетическом варианте. Концепция основана на применении моно и дубль-блочных ПГУ с унифицированными по группам ГТУ котлами-утилизаторами и вспомогательным оборудованием.

Cтраницы: 1 | 2 | следующая >>

скачать архив.zip(1116 кБт)
Обсудить на форуме
Другие Статьи

Авторские права на размещенные материалы принадлежат авторам
© Тригенерация.ру - Портал по тригенерации, когенерации и мини-ТЭЦ, 2007 - 2014
о проекте, карта сайта, E-mail:
Возрастная категория Интернет-сайта "18+"
Рейтинг@Mail.ru