energocon.com
То, что стоит делать, стоит делать хорошо
Требует обязательного ознакомления
Весьма важно
Решение проблем

 

ОБУЧЕНИЕ

Практикумы

Курсы повышения квалификации

Дистанционное обучение

 


 
ОБ ОРГАНИЗАЦИИ КОНТАКТЫ            

раздел: ОБУЧЕНИЕ
подраздел: Дистанционное обучение
часть: ОСНОВЫ СОВРЕМЕННОЙ ЭНЕРГЕТИКИ

СОВРЕМЕННАЯ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКА

8.2. Классификация ПГУ, их типы, преимущества и недостатки (страница 2)
В быв. СССР на Молдавской ГРЭС были построены две ПГУ сбросного типа мощностью 250 МВт, данные по которым приведены в табл. 8.2. Из табл. 8.2 видно, что КПД этих ПГУ на несколько процентов меньше, чем КПД обычных энергоблоков СКД (на 23,5 МПа, 540 °С/540 °С), поэтому строить такие ПГУ нет смысла. Низкая экономичность ПГУ Молдавской ГРЭС объясняется также малой экономичностью ГТУ (из-за очень малой начальной температуры) и малой мощности ГТУ по сравнению с мощностью паровой турбины (менее 15 %).

В 1997 г. на ТЭЦ-22 Ленэнерго (Южная ТЭЦ, Санкт-Петербург) выполнена реконструкция теплофикационного энергоблока с турбиной Т-250-23,5 ТМЗ путем ее надстройки ГТУ GT-8 фирмы ABB (мощность 47,1 МВт, КПД 31,6 %, степень сжатия 16,3, температура уходящих газов ГТУ 523 °С). Судя по публикациям, опыт реконструкции оказался не вполне удачным.

Таблица 8.2 Характеристики ПГУ, построенных в 1970—1980 гг. в СССР
Показатель Тип ПГУ, дата ввода, номер энергоблока
ПГУ-200
(Невинномысская ГРЭС)
ПГУ-250
(Молдавская ГРЭС)
1972 1980 1982
Энергоблок № 1 Энергоблок № 2
ПГУ с ВПГ Сбросная ПГУ
Расчетная мощность ПГУ, МВт 200 250
Расчетный электрический КПД, % 36,6 37,4
Средний эксплуатационный КПД, % 36,9 37,8 37,4
Топливо Природный газ Мазут
Паровая турбина:
тип
мощность, МВт
начальные параметры

К-160-130 «Турбоатом»
160
12,8 МПа/540 °С/540 °С

К-200-130ЛМЗ
200
12,8 МПа/540 °С/540 °С
Газотурбинная установка:
тип
мощность, МВт
начальная температура
степень сжатия воздуха электрический КПД ГТУ

ГТ-35-770 ХТЗ
32
770 °С
6,5
23,8 %

Однако есть и положительный опыт. В Нидерландах реконструирован паротурбинный энергоблок мощностью 500 МВт на параметры 18,6 МПа, 540 °С/535 °С, работавший на легком жидком топливе или на природном газе и имевший КПД 41,3 % путем его надстройки ГТУ 13Е фирмы ABB мощностью 140 МВт, имевшей КПД 33 %. В результате получена ПГУ мощностью 600 МВт с КПД 45,86 %. Таким образом, достигнута экономия топлива в 11 %.

ПГУ с «вытеснением» регенерации. Идея такой ПГУ состоит в том, что регенеративные подогреватели отключаются от паровой турбины, а для подогрева питательной воды энергетического котла используется тепло уходящих газов ГТУ (рис. 8.6). Сэкономленный пар отборов служит для выработки дополнительной мощности в паровой турбине. При этом теплота конденсации сэкономленного пара теряется в конденсаторе, а не возвращается питательной воде. Поэтому выигрыш в экономичности возникает тогда, когда эта потеря будет меньше, чем экономия топлива за счет уменьшения потери теплоты с уходящими газами ГТУ. ПГУ с вытеснением регенерации дает наименьшую экономию топлива (около 4 %), однако она позволяет надстроить паротурбинный энергоблок с минимальными переделками.

Схема ПГУ с высоконапорным парогенератором (котлом) показана на рис. 8.7. В такой ПГУ высоконапорный парогенератор (ВПГ) играет одновременно роль и энергетического котла ПТУ и камеры сгорания ГТУ. Для этого в нем поддерживается высокое давление, создаваемое компрессором ГТУ. Для повышения экономичности перед ВПГ устанавливается газовый подогреватель конденсата ГПК, уменьшающий температуру уходящих газов ГТУ.

Экономия топлива в такой установке также зависит от соотношения мощностей ГТУ и ПТУ и находится на таком же уровне, как и у сбросных ПГУ. В России на Невинномысской ГРЭС построена одна ПГУ с ВПГ мощностью 200 МВт (см. табл. 8.2), обеспечивающая экономичность на уровне 36,9 %. Сейчас она маркируется как ПГУ-170 с паровой турбиной К-145-130 и ГТУ ГТ-25-710. В 1998 г. она имела коэффициент использования установленной мощности 65 % при удельном расходе условного топлива 352,4 г/(кВт·ч), т.е. при КПД 34,7 %.

Серьезную проблему для ПГУ с ВПГ представляет износ проточной части газовой турбины под действием продуктов коррозии внутренней части парогенератора.

| 1 | 2 |

Сегодня: