Повышение эффективности теплофикационных паровых турбин для ПГУ

Актуальность работы.

В настоящее время в России происходит реформирование электроэнергетики, которое подразумевает освоение новых современных эффективных технологий производства электрической и тепловой энергии на ТЭС с применением парогазовых (ПГУ) и газотурбинных установок (ГТУ). Для решения задачи по созданию надежных, экономичных и маневренных энергоблоков можно использовать ГТУ. Они достаточно компактны, просты в конструкции, быстро пускаются и останавливаются, требуют минимума персонала. Но вследствие довольно низкого КПД («34%) применение ГТУ при несколько высокой стоимости топлива для них оправдано лишь для кратковременной (менее 500−1000 ч/год) работы [42]. Кроме того, применение ГТУ связано с ухудшением экологии окружающей среды в связи с выбросом высокотемпературных и токсичных выхлопных газов.

В то же время применение комбинации ГТУ с паротурбинной установкой, т. е. ПГУ, позволяет резко повысить экономичность (КПД"52−53%, в дальнейшем, свыше 60%) при сохранении высокой маневренности, блочности и других преимуществ газотурбинной электростанции. Особенно эффективно применение ПГУ в условиях ТЭЦ, так как позволяет не только экономить топливо и охлаждающую воду, но также решить задачи покрытия пиков и провалов электрических нагрузок и экологическую проблему в результате уменьшения выбросов тепла на теплофикационных режимах. Уровень повышения экономичности ПГУ определяется как ГТУ, так и непосредственно паротурбинной установкой (ПТУ), составляющей которой является паровая турбина.

Таким образом, повышение эффективности теплофикационных турбин для ПГУ, а также их тепловых схем является на сегодняшний день актуальной задачей.

Целью работы является разработка и реализация путей повышения эффективности паровых турбин за счет оптимизации начальных параметров пара, выбора оптимальной проточной части турбины, оптимизации низкопотенциальной части, определения эффективности привлечения теплофикационных турбин для покрытия пиков и провалов графика электрических нагрузок, а также совершенствования их тепловых схем.

Научная новизна и значимость работы заключаются в следующем: -разработана методика выбора оптимальной проточной части теплофикационных турбин с двухи трехступенчатым подогревом сетевой воды для ПГУ с учетом совместной работы турбины и тепловых сетей;

— рассмотрены на базе теплофикационной турбины Т-40−7,5 ЗАО УТЗ эффективность применения на ТЭЦ с пиковыми водогрейными котлами двухступенчатого подогрева сетевой воды турбин, спроектированных для трехступенчатого и двухступенчатого подогрева сетевой воды, а также возможность унификации предотборных ступеней при различных ссТэц с геометрией аналогичных ступеней выпускаемых заводом турбин;

— разработана методика выбора оптимальных начальных параметров пара теплофикационных турбин для ПГУ и выполнены на ее основе исследования по определению их величин для различных расходов пара и электрической мощности с учетом влияния конструктивных особенностей турбин на изменение КПД отдельных отсеков проточной части, утечек пара через концевые уплотнения и штоки клапанов и затрат на ПГУ;

— разработана методика по выбору оптимальной низкопотенциальной части на базе готовых на заводах изготовителях паротурбинного оборудования комплексов НПЧ;

— проведены исследования по влиянию на экономичность турбины давления отбора пара на пиковую ступень подогрева сетевой воды;

— выполнены исследования эффективности отключения регенерации на теплофикационных и конденсационных режимах турбины Т-110/120−12,8−12М при работе ее в составе ПГУ по сбросной схеме с низконапорным парогенератором при прохождении пиков графика электрических нагрузок;

— исследованы и определены критерии эксплуатации турбины Т-110/120−12,8- 12 М при двухступенчатом подогреве сетевой воды, проверена пригодность комплектуемого с турбиной вспомогательного оборудования при работе с полностью отключенной регенерацией;

— оптимизирована последовательность применения известных способов снижения электрических нагрузок для прохождения провалов графика электрических нагрузок;

— проведены исследования по выбору оптимальной схемы включения электрокотлов для подогрева сетевой воды при прохождении провалов графика электрических нагрузок;

— предложен ряд новых конструктивных решений по усовершенствованию принципиальных тепловых схем теплофикационных турбоустановок для двухконтурных ПГУ и турбоустановок, работающих в составе ПГУ по сбросной схеме.

Практическое значение работы определяется тем, что результаты выполненных исследований используются в разработках завода-изготовителя ЗАО УТЗ паровых теплофикационных турбин для работы их в составе ПГУ, в частности, турбины Т-53/67−8,0 для ПГУ-230 Минской ТЭЦ-3 и могут быть использованы другими заводами и проектными институтами.

Достоверность и обоснованность результатов, выводов и практических рекомендаций обеспечивается использованием методов расчета проточной части, переменных режимов, тепловых схем, применяемых на ЗАО УТЗ при создании теплофикационных турбин, изменения КПД отдельных отсеков, утечек пара через концевые уплотнения и штоки клапанов с учетом конструктивных особенностей теплофикационных турбин завода, а также реальных характеристик подогревателей сетевой воды и потерь давления в трубопроводах подвода пара к ним.

Апробация работы Основное содержание диссертации докладывалось на Уральском турбинном заводе, кафедре «Турбины и двигатели» УГТУ-УПИ, на совещании о перспективных направлениях совершенствования тепловых схем и энергооборудования для паротурбинных и парогазовых ТЭС в АООТ НПО ЦКТИ, (С-Петербург, 2001) на II отчетной конференции молодых ученых ГОУ УГТУ-УПИ, (Екатеринбург, 2002), на XLIX научно-технической сессии по проблемам газовых турбин «Газотурбинные и парогазовые установки для технического перевооружения отечественной теплоэнергетики, (Москва, ВТИ, 2002), на заседании научно-технического совета ОАО «Мосэнерго», (Москва, 2003), на 49-ой научно-технической сессии РАН по проблемам газовых турбин на тему: «Газотурбинные и парогазовые установки для технического перевооружения отечественной энергетики» (г. Москва, 2003), на научно-техническом совете ВТИ,.

Москва, 2004), на заседании научно-технического совета РАО ЕЭС, (Москва, ВТИ, 2005), на 2-ом международном форуме энергетиков.

Казахстана, (Алматы, 2006), на международной экспертно-практической конференции «Энергетическое машиностроение России — новые решения», (Екатеринбург, 2006), на V международной научно-практической конференции «Совершенствование теплотехнического оборудования», (Екатеринбург, 2007).

Публикации.

Основные положения и результаты опубликованы в 11-ти печатных изданиях, два из которых — патенты Российской Федерации.

4.3.Выводы.

1. Разработана методика и выполнены исследования эффективности отключения регенерации на теплофикационных и конденсационных режимах турбины Тп-110/120−12,8−12М при работе ее в составе ПГУ по сбросной схеме с низконапорным парогенератором. Показано, что при 100% отключении регенерации возможно повышение электрической мощности турбины на 9 МВт и тепловой нагрузки AQ на «230 ГДж/ч, однако при этом происходит снижение удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении, что объясняется ростом давления в камерах отопительных отборов пара на ПСГ и уменьшением в связи с этим использованного теплоперепада турбины. Расчетные величины повышения мощности при отключении ПВД достаточно хорошо согласуются с экспериментальными данными по турбине Т-110/120−12,8 СУГРЭС.

2. Определены критерии эксплуатации турбины Тп-110/120−12,8−12М при двухступенчатом подогреве сетевой воды, проверена пригодность комплектуемого с турбиной вспомогательного оборудования при работе с полностью отключенной регенерацией.

3. Предложена принципиальная тепловая схема теплофикационной паротурбинной установки, обеспечивающая эксплуатацию турбины как в составе ПГУ, так и автономно по паровому циклу.

4. Проведены исследования по определению эффективности применения ЭК. Показано, что при включении ЭК до ПСГ происходит снижение электрической мощности при tm =-25°С от 103МВт до 70, 58 и 47.

МВт и при tm = -5°С от 103 МВт до 79, 66 и 53 МВт, соответственно для 6,8 и 10 ЭК.

При включении ЭК после ПСГ электрическая мощность турбины снижается в меньшей степени: до 78, 67 и 56 МВт при tm = -25°С и до.

82, 72 и 59 МВт при tM = -5°С.

Однако схема сетевой установки с включением ЭК после ПСГ более экономична и надежна, так как обеспечивает работу предотборных ступеней с более высокими КПД и более низкими давлениями в камерах отопительных отборов. Кроме того, при этом облегчаются условия регулирования температуры подогрева сетевой воды.

5. Определены оптимальные пути снижения электрической мощности турбины Т-110/120−130−5 при штатной схеме сетевой установки и схеме сетевой установки с ЭК. Показано, что при штатной тепловой схеме сетевой установки целесообразно осуществлять отключение ПВД с одновременным снижением расхода свежего пара с последующим переходом на одноступенчатый подогрев сетевой воды.

Заключение

.

1. Разработана и изложена методика выбора ступеней ПО и СО с учетом совместной работы турбины и тепловых сетей. Показано, что при эксплуатации турбины с наличием пикового источника подогрева сетевой воды, не питаемого из отборов турбины (аТЭц=0,5), или его отсутствием (атэц=1,0) эти ступени выбираются при разных оптимальных температурах наружного воздуха. На базе турбины Т-40−7,5 определена эффективность двухступенчатого подогрева сетевой воды для двух вариантов оптимальной проточной части: с наличием пикового источника подогрева сетевой воды (атэц=0,5) и его отсутствием (0^=1,0). Получено, что его эффективность составляет 2,6 и 1,7% соответственно для проточной части при 0^=0,5 и (Хтэц=1,0.

Таким образом, показана целесообразность иметь для агэц=0,5 и атэц=1,0 турбины с разной геометрией проточной части.

При наличии на ТЭЦ водогрейного котла и установки турбины с проточной частью для 0^=1 показана целесообразность замены в этой турбине ступеней ПО на геометрию ПО турбины для атэц=0,5, что позволяет повысить экономичность на ~ 1,0%.

По данной методике была выбрана оптимальная проточная часть турбины Т-53/67−8,0 для ПГУ-230 Минской ТЭЦ-3.

2. Разработана и предложена методика исследования влияния начальных параметров пара на экономичность теплофикационных турбин для ПГУ, позволяющая ограничиться влиянием только части высокого давления. С учетом реальных конструкций паровых теплофикационных турбин, расчетных затрат всей ПГУ определены оптимальные давления свежего пара и их сопряженные температуры. Показано, что с увеличением расчетных затрат всей ПГУ растет и величина оптимального Р0: при.

Куд=10 500 руб/кВт Р0ОПТ=12−13 МПа, а при при Куд=21 000 руб/кВт Роопт=13−14 МПа.

Полученные параметры пара могут быть использованы и при создании ПГУ с конденсационными турбинами. Так как to практически не оказывает влияния на г|псу, то при создании паровой турбины она может быть принята ниже сопряженной величины, исходя из условий обеспечения допустимой влажности пара за последней ступенью при работе на конденсационном режиме.

3. На базе турбины Т-40−7,5 проведены исследования по эффективности трехступенчатого подогрева сетевой воды при осуществлении отбора пара на ПБ за ступенями 16 (Ротб=0,932 МПа), 17 (Ротб=0,713 МПа) и 18 (Ротб=0,532 МПа) на номинальном расходе пара высокого и низкого давления, а также при снижении относительной нагрузки турбины до 70%.

Показано, что при осуществлении отбора пара на ПБ за 17-й ступенью наблюдается увеличение экономичности турбины на 1,15%, а за 18-й ступенью — на 3,17%.

Таким образом, обоснована экономическая целесообразность применения, как минимум, двух линий отбора пара на ПБ: из камеры подвода пара НД от котла утилизатора и из камеры турбины с более низким давлением.

Разработан патентованный способ регулирования температуры сетевой воды после ПБ, обеспечивающий высокую экономичность турбоустановки при трехступенчатом подогреве сетевой воды.

Показано, что при частичных расходах пара высокого и низкого давления (диапазон нагрузок 70−100%) изменение экономичности турбины примерно пропорционально изменению расхода пара ВД и НД при всех вариантах расположения камеры отбора на ПБ.

4. Предложена патентованная схема каскадного слива конденсата греющего пара подогревателей сетевой воды с применением ОВ, охлаждаемого этим конденсатом, вместо сетевой воды, позволяющая повысить мощность турбоустановки на 0,12−1,22% в диапазоне нагрузок 70−100% соответственно.

5. Разработана и предложена методика выбора оптимальной НПЧ теплофикационных турбин на основании готовых заводских комплексов НПЧ, включающих высоту рабочих лопаток последней ступени, поверхности теплообмена конденсатора и расходы охлаждающей воды. Эта методика основана на минимизации годовых потерь мощности на циркводоснабжение, потерь на трение и вентиляцию ступеней ЧНД и потерь мощности с выходной скоростью последней ступени турбины.

Показан вариант выбора оптимальной НПЧ турбины Т-35/50−7,2 для ПГУ-170 ТЭЦ-27 Мосэнерго. По этой же методике выбрана НПЧ турбины Т-53/67−8,0 для ПГУ-230 Минской ТЭЦ-3.

6. Выполнены исследования эффективности отключения регенерации на теплофикационных и конденсационных режимах турбины Тп-110/120−12,8−12М при работе ее в составе ПГУ по сбросной схеме с низконапорным парогенератором при прохождении пиков графика электрических нагрузок. Показано, что при 100% - ном отключении регенерации возможно повышение электрической мощности турбины на 9 МВт и тепловой нагрузки AQ на «230 ГДж/ч. Данные расчетных исследований имеют хорошую сходимость с экспериментальными данными, полученными другими авторами по турбине Т-110/120−130 СУГРЭС.

Исследованы и определены критерии эксплуатации турбины Тп-110/120−12,8−12М при двухступенчатом подогреве сетевой воды, проверена пригодность комплектуемого с турбиной вспомогательного оборудования при работе с полностью отключенной регенерацией.

7. Рассмотрены два способа снижения электрической нагрузки турбины при прохождении провалов графика электрических нагрузок.

7.1. Проведены исследования по определению эффективности применения ЭК. Показано, что при включении ЭК до ПСГ происходит снижение электрической мощности: tHB=-25 °С — от 103 МВт до 70, 58 и 47 МВт и при tHB=-5 °С — от 103 МВт до 79, 66 и 53 МВт соответственно для 6, 8 и 10 ЭК. Однако при этом ухудшаются условия работы рабочих лопаток ступеней ПО из-за значительного снижения КПД, а в ряде случаев — из-за их разогрева.

При включении ЭК после ПСГ электрическая мощность турбины снижается в меньшей степени: до 78, 67 и 56 МВт при tHB=-25°С и до 82, 72 и 59 МВт при tHB=-5°C. Однако схема сетевой установки с включением ЭК после ПСГ более экономична и надежна, так как обеспечивает работу предотборных ступеней с более высокими КПД и более низкими давлениями в камерах отопительных отборов. Кроме того, при этом облегчаются условия регулирования температуры подогрева сетевой воды.

7.2. Исследованы оптимальные пути снижения электрической мощности турбины Т-110/120−130−5 как для ПГУ по сбросной схеме, так и для схемы ПТУ при штатной схеме сетевой установки. Показано, что вначале целесообразно осуществлять отключение ПВД с одновременным снижением расхода свежего пара, а далее переходить на одноступенчатый подогрев сетевой воды.