Тезисы доклада: Особенности эксплуатационных режимов парогазовой установки типа ПГУ-230 Минской ТЭЦ-3.

Авторы: ОАО «ВТИ» Радин Ю.А, Гомболевский В.И к.т.н., инженеры Чертков А.И., Воронов Е.О. - Генеральный директор Минскэнерго

На Минской ТЭЦ-3 в начале 2009 г. пущена в опытно – промышленную эксплуатацию бинарная парогазовая установка ПГУ-230 в составе: газовая турбина GT13E2 производства фирмы Alstom (Швейцария), котел-утилизатор HRSG/DPS 01.1 производства SES-Energy (Словакия), паровая турбина Т-53/67-8,0 производства УТЗ (Россия).

Технологическая схема моноблока ПГУ-230 включает газотурбинную установку (ГТУ) + котел-утилизатор (КУ) + паровую турбину (ПТ) (рисунок 1) и выбрана, исходя из получения максимальных технико – экономических показателей тепловой схемы бинарной ПГУ с газовой турбиной типа GT13E2 фирмы Альстом при комбинированной выработке электрической и тепловой энергии.

Ниже приведены технические характеристики основного оборудования блока ПГУ-230.

Газовая турбина GT13E2 при параметрах окружающей среды: T=+15 °С, относительная влажность=60%, P=1.013 бар.

Наименование показателя	Показатель
Мощность генератора, МВт	168
Температура газов за турбиной, ^0С	550
Температура газов перед турбиной, ^0С	1093
Производительность компрессора, м^3/сек	454
КПД турбины, %	35,8
КПД компрессора, %	87
Степень сжатия воздуха в компрессоре	14,6

Котёл-утилизатор HRSG/DPS 01.1

Наименование показателей	Значение
1 Нагрузка ГТУ, %	100	70	50	30
2 Контур высокого давления
4.1 Паропроизводительность, т/ч	212,5	194,1	148,3	104,2
4.2 давление в барабане ВД(абс.), МПа	7,98	7,36	5,63	3,53
4.3 температура пара на выходе, ^0С	490	490	466,9	386,1
4.4 Температура воды на входе в ЭВД1, ^0С	146	146,3	147,1	148,4
5 Контур низкого давления
5.1 Паропроизводительность, т/ч	57,2	41,1	40,9	40,9
5.2 Давление в барабане НД (абс.), МПа	0,76	0,65	0,54	0,44
5.4 Температура пара на выходе, ^оС	208,0	204,4	197,4	190,2
6 Контур ГПК
6.4 Температура конденсата на выходе из ГПК,^оС	На 15  ^0С ниже температуры насыщения в деаэраторе
7 Газовый тракт
7.1 Температура газов на входе в котел, ^оС	507,1	550,0	475,5	390,1
7.2 Температура газов на выходе из котла, ^оС	98,2	90,8	91,2	91,3
7.3 Расход газов через котел, кг/с	557,6	425,7	417,5	416,1

Паровая турбина Т-53/67-8,0

Наименование показателя	Величина
Параметры пара контура высокого давления:
Давление, МПа (кгс/см^2)	7,7 (78,5)
Температура, ^0С	488
Массовый расход пара, т/ч	212,5
Параметры пара контура низкого давления:
Давление, МПа (кгс/см^2)	0,7 (7,1)
Температура, ^0С	208
Массовый расход пара, т/ч	57,2
Температура охлаждающей воды, ^0С	20
Расчетное давление в конденсаторе, МПа (кгс/см^2)	0,0097 (0,099)
Тепловая нагрузка отопительная (суммарно по обоим отборам), ГДж/ч (Гкал/ч):	569/ (136)

Газотурбинная установка GT13E2 представляет собой одновальный турбоагрегат, работающий по простому термодинамическому циклу. Забираемый воздух, подогревается и проходя систему фильтров комплексного воздухоочистительного устройства (КВОУ), поступает в компрессор. Компрессор снабжённый поворотным входным направляющим аппаратом (ВНА), имеет 21 ступень и расположен на одном валу с турбиной. Сжатый в компрессоре воздух подается в камеру сгорания, куда подается топливный газ, продукты с температурой 1095 ºС направляются в газовую турбину, после которой они с температурой ~530 ºС направляются в котел утилизатор.

По ходу движения газов в котле – утилизаторе расположены: двухступенчатый пароперегреватель высокого давления (ППВД) с впрыском питательной воды между ступенями; испаритель высокого давления (ИВД); вторая ступень экономайзера высокого давления(ЭВД-2); пароперегреватель низкого давления (ППНД); испаритель низкого давления (ИНД); первая ступень экономайзера высокого давления (ЭВД-1) и экономайзер низкого давления (ЭНД), газовый подогреватель конденсата (ГПК).

Отвод пара из паропроводов высокого и низкого давления для байпасирования паровой турбины через быстродействующие пускосбросные устройства (БРОУ ВД и БРУ НД) выполнен в пределах КУ. Основная часть трассы паропроводов ВД и НД к паровой турбине (после отвода на БРОУ ВД длина ~ 40 м) прогревается через дренаж dy 65 перед главной паровой задвижкой перед стопорными клапанами ВД паровой турбины.

Система регулирования уровней в барабанах использует автоматический регулятор, воздействующий на регулирующий клапан питания, установленный в трубопроводе питательной воды перед водяными экономайзерами высокого и низкого давлений. Поддержание уровней в барабанах производится таким образом, что экономайзер всегда находится в расходном режиме, отвод воды осуществляется через линию аварийного слива из соответствующего барабана. Пробные пуски блока показали, что при такой схеме регулирования удается устойчиво поддерживать уровни в барабанах на всем этапе растопки блока практически неизменными. Однако, при этом необходим значительный расход подпитки котла – утилизатора, что требует значительных запасов химобессоленной воды.

Для поддержания требуемой температуры основного конденсата перед входом в газовый подогреватель конденсата выполнена линия рециркуляции с насосами и регулирующим клапаном на их напоре для подмешивания к основному конденсату с температурой 40-50 оС горячего конденсата после ГПК (около 140 ^оС), что позволяет минимизировать температуру уходящих газов.

Пробные пуски ПГУ-230 проводились при температурах наружного воздуха от -4°С до 9°С. Во время работы ГТУ была включена система обогрева всасываемого воздуха, обеспечившая температуру воздуха на входе в компрессор в диапазоне 7°С - 12°С.

На основании результатов комплексного опробования при достигнутой мощности блока - 230 МВт КПД блока в целом составил около 51,3% (рисунок 1).

Рис. 1 Зависимость КПД ПГУ от электрической нагрузки

КПД – коэффициент полезного действия блока, N_бл – электрическая мощность блока.

Номинальная температура газов за турбиной (530 - 535^оС) достигнута при электрической мощности 119.2 МВт, ей соответствует температура пара высокого давления за котлом – утилизатором - 525 ⁰С. При повышении нагрузки ГТУ до 170 МВт температура газов за турбиной понижается до 495°С, что соответствует температуре пара высокого давления 485-490 ⁰С. Нагрузка ПТ, при мощности ГТУ 170 МВт, составляет 61,5 МВт при конденсационном режиме работы.

Температура газов на выходе из котла остается практически неизменной во всем диапазоне изменения нагрузки ГТУ и составляет 118-125 ⁰С.

Программа регулирования ГТУ с сохранением постоянной температуры газов перед турбиной в диапазоне мощностей ГТУ 60-85 % позволяет увеличить экономичность паровой части при работе в регулировочном диапазоне нагрузок (105 – 170 МВт на ГТУ).

Результаты гарантийных испытаний ГТУ представлены в таблице 1.

Таблица 1

Данные Альстом		Результаты испытаний
NЭЛ , МВт	КПД % ГТУ	NЭЛ, МВт	КПД % ГТУ
162.22	36.66	168.89	36.89

В процессе проведения режимных испытаний блока на основании полученных опытных данных и с учетом ограничений по критериям надежности основного оборудования блока были разработаны графики – задания пуска ПГУ-230 один из которых приведен на рисунке 2.

Рисунок

В процессе отработки режимов эксплуатации был опробован режим расхолаживания паровой турбины и паропроводов паром под нагрузкой при останове блока. Так как по требованиям энергосистемы не удалось разгрузить блок до требуемой по условиям расхолаживания мощности (менее 20 % номинальной), то для определения эффективности расхолаживания была составлена математическая модель ЦВД и проведены расчеты продолжительности расхолаживания паром под нагрузкой паровой турбины Т-53/67-8,0 ступенями с выдержками на каждой ступени в течение 30-60 минут. В результате проведенных расчетов показано, что при расхолаживании паром под нагрузкой с выдержками в течение 50-60 минут его продолжительность составляет около 12 часов, а конечная температура корпуса ЦВД составляет около 220 ^оС. Конечным этапом расхолаживания является прикрытие регулирующих клапанов и дохолаживание цилиндра за счет дросселирования пара в них, что позволяет за 1-2 часа снизить температуру ЦВД до 170 ^оС.

Кроме того, показано, что продолжительность расхолаживания может быть уменьшена на 2-3 часа при относительном расширении ротора высокого давления перед его началом на уровне + 1,4-1,5 мм. На рисунке 3 представлен график расхолаживания ЦВД с выдержками на ступенях около 60 минут

Рисунок 3. Расхолаживание паровой турбины Т-53/67-8,0 паром под нагрузкой.

Выводы:

Для газотурбинной установки GT13E2, характерна высокая экономичность на номинальном режиме и при работе в регулировочном диапазоне в составе ПГУ (60-100 %).

При существующей схеме регулирования (экономайзеры всегда находятся в расходном режиме, отвод воды осуществляется через линии аварийных сливов) удается устойчиво поддерживать практически неизменными уровни в барабанах на всем этапе пуска блока.

Полученные при освоении и испытаниях ПГУ-230 на Минской ТЭЦ-3 результаты расширили возможности дальнейшего использования и совершенствования парогазовых установок большой мощности.