ТЭЦ с теплофикационной паровой турбиной ПР-30-90/10/1,3 и газотурбинным парогенератором на базе авиационного ГТД

Освоение Арктики с развитием промышленности и жилищно-коммунального сектора требуют надежного энергообеспечения. В условиях Крайнего Севера оптимальным вариантом является создание с этой целью локальной, распределенной структуры теплоэлектрообеспечения. Теплоэлектрогенераторы в такой системе должны обеспечивать максимальную топливную экономичность, иметь высокую надежность и достаточный ресурс работы, обладать широким диапазоном динамического регулирования мощности.

В статье изложены результаты расчетных исследований характеристик ТЭЦ, состоящей из серийных теплофикационных паровых турбин и газотурбинных парогенераторов полузамкнутой схемы, предназначенной для снабжения теплом и электроэнергией городов на арктическом побережье России с числом жителей до 60-70 тыс.

В качестве прототипа была выбрана ТЭЦ, состоящая из четырех ГТУ-16 с котлами — утилизаторами и пиковых водогрейных котлов, работающих на газе, суммарной мощностью 26,6 Гкал/час. При этом из четырех ГТУ работают три, а четвертая пребывает в резерве. В таблице 1 представлены номинальные параметры ТЭЦ при трех работающих ГТУ, в таблице 2 — годовая выработка ею тепла и электроэнергии.

ТЭЦ работает автономно, то есть без связи с энергосистемой. Мощность на валах газотурбинных двигателей (ГТД) регулировалась сообразно текущей потребности в электроэнергии. Дефицит потребной тепловой мощности в тех случаях, когда она оказывалась меньше имеющейся у работающих ГТУ, пополнялся с помощью пикового водогрейного котла.

Среднегодовая величина коэффициента использования топлива (КИТ) ГТУ составляет 0,83. Для ТЭЦ в целом при КПД пиковых котлов 95% среднегодовой КИТ составит 0,84. Оценка КИТ выполнена с использованием зависимости КПД для ГТЭС-16ПА от температуры наружного воздуха (Каталог газотурбинного оборудования 2008 г. — Рыбинск: ООО «Издательский дом «Газотурбинные технологии». 2008. 356 с.) для рассматриваемого потребителя.

Представленные выше расчеты, относящиеся к прототипу ТЭЦ, выполнены в ИНЭИ РАН (к. т. н. М. Д. Дильман).

В качестве альтернативной была рассмотрена ТЭЦ, состоящая из двух серийных теплофикационных паровых турбин типа ПР-30-90/10/1,3 из которых одна работает, а другая находится в резерве и трёх газотурбинных парогенераторов (ГТПГ), из которых работают два, а один пребывает в резерве. Кроме того, в составе альтернативной ТЭЦ имеется электрический водоподогреватель, который преобразует избыток электроэнергии, вырабатываемой в некоторых режимах в товарное тепло.

На рис. 1 представлена балансная схема ТЭЦ с теплофикационной паровой турбиной и ГПТГ.

Газотурбинный парогенератор (ГТПГ) представляет собой газотурбинную установку (ГТУ), предназначенную, в первую очередь, для выработки пара для паровых турбин из питательной воды с высокой начальной температурой, которая в данном случае в номинале равна 206°C. По сравнению с котлами-утилизаторами (КУ) классических парогазотурбинных установок (ПГУ), преимуществами ГПТГ являются:

– высокий тепловой КПД (до 94%) против 78-85% у КУ;

– существенно меньшие размеры и масса (см. рис. 2);

– высокая маневренность в сочетании с существенно меньшими изменениями теплового режима котла и турбомашин при регулировании мощности (Т газа на входе в котел поддерживается постоянной по дроссельной характеристике), что позволяет непрерывно регулировать мощность без ущерба для ресурса.

ГТПГ состоит из полузамкнутого ГТД (ПЗГТД) и агрегата наддува (АН). ПЗГТД, в свою очередь, — из воздушного компрессора (1), компрессора балластного газа (2), камеры сгорания (3), турбин высокого (4) и среднего (5) давлений, парового котла (6). ПЗГТД работает следующим образом. Компрессор 1 сжимает воздух (в количестве, немногим большем стехиометрического, α=1,03…1,1) и подает его в камеру сгорания, где в нем сжигают топливо. Образующиеся при этом горячие продукты сгорания разбавляют относительно холодным балластным газом, который поступает с выхода компрессора 2, понижая температуру газа, поступающего на вход турбины 4, до приемлемой, с точки зрения ее ресурса. Часть газа с выхода компрессора 1 и двух его промежуточных ступеней отбирают и подают в систему охлаждения турбины 4. Работа, создаваемая этой турбиной, расходуется на привод компрессора 2. Газ с выхода турбины 4 поступает на вход турбины 5, которая вращает компрессор 1 и генератор 7. Прошедший через турбину 5 газ поступает в газоход котла 6, где он охлаждается. Отобранное у него тепло используется для нагрева питательной воды, ее испарения и перегрева полученного пара. Полученный свежий пар поступает на вход паровой турбины 13. Охлажденный в газоходе газ делится на два потока, один из которых поступает на вход компрессора балластного газа, а другой с расходом, равным сумме расходов топлива и воздуха на входе в компрессор 1, поступает на выход из ПЗГТД, после чего описанный выше процесс повторяется.

АН служит для регулирования мощности ТЭЦ путем изменения давления (массового расхода) воздуха на входе в камеру сгорания. Состоит из турбокомпрессора наддува, в свою очередь, состоящего из компрессора 8 и турбины 9, регулирующего крана 10, регулирующей электрической машины 11 и устройства управления ею 12. Работает АН следующим образом. Газ с выхода ПЗГТД поступает на вход турбины 8, пройдя через которую выбрасывается в атмосферу. Совершаемая турбиной 9 работа расходуется на привод компрессора 8. Воздух, сжатый в компрессоре 8, подают на вход воздушного компрессора 1. Кран 10 используется для перепуска части сжатого в компрессоре 8 воздуха при работе в частичных режимах, а также для антипомпажного регулирования. Регулировочная электрическая машина 11 используется для поддержания баланса мощностей, развиваемой турбиной 9 и расходуемой на привод компрессора 8. Устройство управления наддувом 12 управляет работой электрической машины 11 так, что при недостаточной мощности турбины 9 она работает электромотором, а, при избыточной — генератором. При снижении нагрузки вдвое (от 100 до 50%) КИТ уменьшается всего на 2.8% (рис. 3).

В данном конкретном случае ПЗГТД выполнен на базе ГТД Д-30Ф6. Компрессор высокого давления от этого ГТД (возможно, без нескольких передних ступеней) используется в качестве компрессора балластного газа 2, турбины высокого и низкого давления — в качестве, соответственно, турбин 4 и 5. Камеру сгорания придется спроектировать вновь.

Основные параметры ТЭЦ в номинальном режиме приведены в таблице 3.

В данном случае в качестве теплоносителя в системе отопления и горячего водоснабжения используется вода. Применение антифриза в принципе возможно, но может потребовать замены подогревателя сетевой воды в паровой турбине.

Преимущества данной ТЭЦ:

1) при прочих равных условиях экономия около 13,8% топлива;

2) высокая маневренность без ущерба для ресурса;

3) возможность использования серийных паровых турбин.

Выводы

Предложенная схема ТЭЦ отвечает требованиям к теплоэлектроцентралям для условий арктического применения, имея:

– высокий КИТ во всем диапазоне регулирования мощности;

– высокий ресурс, обеспечиваемый постоянством температуры газа на переходных режимах работы;

– минимальные массу и размеры оборудования, а также возможность его ремонта заменой узлов;

– высокую динамичность на переходных режимах работы, возможность эксплуатации в качестве пиковой электростанции.

М. В. Гордин, Г. К. Ведешкин, Ю. Б. Назаренко; Центральный институт авиационного моторостроения им. П. И.Баранова