Тепловые характеристики газотурбинных установок V94.2, работающих в составе ПГУ-450Т на Северо-Западной ТЭЦ

Парогазовая установка ПГУ-450Т, эксплуатирующаяся на Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петер- бурга, является первой в стране энергетической ПГУ бинарного типа. ПГУ выполнена по схеме 2 + 1: с двумя ГТУ, двумя котлами-утилизаторами и одной паровой турбиной. Расчетная мощность ПГУ составляет 450 МВт, ее КПД в конденсационном режиме – около 51% [1 – 4].

В составе ПГУ-450Т применены ГТУ типа V94.2 фирмы Siemens. Эти ГТУ выпускаются уже длительное время, в течение которого их параметры и показатели последовательно повышались.

ГТУ выполнена одновальной с общим двухопорным ротором компрессора и турбины (ðèñ. 1). Турбогруппа состоит из 16-ступенчатого осевого компрессора и 4-ступенчатой газовой турбины.

Входной направляющий аппарат (ВНА) компрессора выполнен поворотным. С его помощью обеспечиваются благоприятные условия пуска ГТУ и поддерживаются высокие температуры отработавших в турбине газов при снижении нагрузки и температуры наружного воздуха. Выносная малотоксичная камера сгорания (КС) ГТУ, в которой могут сжигаться природный газ и легкое жидкое топливо, состоит из двух одинаковых вертикальных корпусов, расположенных симметрично относительно оси турбогруппы. Стенки ее пламенных труб защищены изнутри керамическими плитками.

ГТУ оснащены АСУ ТП и необходимыми вспомогательными системами. Они запускаются генератором, работающим в режиме синхронного двигателя с изменяемой частотой, которая обеспечи- вается тиристорным пусковым устройством (ТПУ) мощностью 2,9 МВт. Продолжительность пуска до холостого хода составляет 4 мин, синхронизация и набор полной нагрузки требуют нормально еще 12 мин (при ускоренном пуске – 5 мин). ГТУ может без ограничения времени работать с любой промежуточной (от холостого хода до номинальной) нагрузкой.

ГТУ поставлена на электростанцию собранным на заводе блоком массой 195 т и установлена под шумопоглощающей обшивкой, образующей контейнер с необходимыми системами жизнеобеспечения. В настоящее время Ленинградский ме-

таллический завод выпускает ГТУ такого типа по лицензии фирмы Siemens под заводской маркой ГТЭ-160.

В период пусконаладочных работ и первых лет эксплуатации с помощью, главным образом, штатной системы измерений, являющейся частью АСУ ТП ПГУ, на обеих ГТУ было снято около 200 режимов, анализ которых позволил получить характеристики ГТУ в целом и ее элементов (турбомашин и камер сгорания) во всем диапазоне нагрузок при наружных температурах от плюс 28 до минус 28°С.

При испытаниях во время пусконаладочных работ кроме штатных измерений использовались также дополнительно установленные на выходе из диффузора турбины датчики температуры и давления ВТИ.

1. Показатели ГТУ в расчетных условиях. Äëÿ Северо-Западной ТЭЦ фирма гарантировала при 100%-íîé электрической нагрузке показатели ГТУ, приведенные далее.

Эти гарантии справедливы при стандартных условиях ИСО: температуре наружного воздуха 15°С, барометрическом давлении 0,1013 МПа, относительной влажности наружного воздуха 60%, потерях давления на входе в компрессор и выходе из турбины, равных нулю, полностью открытом ВНА компрессора, работе на природном газе с низшей теплотой сгорания Qíð = 47,309 ÌÄæ êã è

при КПД электрогенератора 98,51%.

Первые гарантийные испытания обеих ГТУ проводились вскоре после начала их эксплуатации специалистами фирмы Siemens и ВТИ.

Испытания ГТ-11 и ГТ-12 проводились пооче- редно, при работе одной газовой турбины и соот-

ветствующего котла-утилизатора (КУ) с паровой турбиной; вторая в этот период была выключена. На каждом стационарном режиме с нагрузками 100, 80, 60% номинальной производилась выдержка в течение 1 ч. Результаты испытаний ГТУ представлены в òàáë. 1.

Значения расхода воздуха на входе в компрессор и температуры газов перед турбиной определены по стандарту ИСО 23-14.

Во время испытаний ГТУ работала на природном газе с низшей теплотой сгорания Qíð =

= 49,14 МДж кг и плотностью при 20°С ò = 0,684 êã ì3 и с содержанием компонентов, %: СН4

97,78, Ñ2Í6 0,936, Ñ3Í8 0,317, изобутана 0,06, Н- бутана 0,059, (О2 + Àr) 0,0072, N2 0,737, ÑÎ2 0,046.

При максимальной во время испытаний нагрузке ГТУ Nýë = 156 168 МВт турбины развивали мощность Niò = 326 342 МВт, компрессор потреблял Niê 166 170 МВт. Коэффициент полезной работы составлял Nýë Niò = 0,48 0,49, удельная мощность ГТУ – Nýë G1ê = 305 313 êÄæ êã.

Эти цифры были получены при начальной температуре на входе газов в турбину t1ò 1055°С и суммарных потерях давления в цикле ГТУ (1 – ò ê) 0,045 = 4,5%; различия показателей ГТ-11, -12 объясняются отличиями наружных условий.

При номинальной нагрузке Nýë 153 МВт расход тепла в КС составляет Qêñ 452 МВт, а КПД ГТУ приблизительно 34% (ðèñ. 2).

При полной электрической нагрузке КПД компрессоðà ГТ-11, -12 равен 88,1 и 87,9% соответственно, G1ê = 1,032 и 1,048 соответственно. Экстраполяция их на расчетные условия (nê = 1,0) дает значения, приведенные далее.

В сравнении с известными образцами КПД компрессора является весьма высоким.

Значения ò è G1ò газовой турбины при нагрузках, близких к номинальной, приведены далее.

Нужно учесть, что при расчетах КПД турбиныò = Niò Nsò располагаемая мощность Nsò = G1ò isò = = G1òÒ1ò (ò) вычислялась по значениям G1ò è Ò1ò, определенным по стандарту ИСО 23-14, т.е. в предположении, что расход воздуха на охлаждение отсутствует. Такая методика дает занижение КПД турбины приблизительно на 0,25% на каждый процент охлаждающего воздуха.

Температура газов за турбиной измеряется в двух сечениях. В каждом из них установлено по шесть термопар.

Неравномерность температуры газов на выходе из турбины (первое сечение – расстояние приблизительно 1 – 1,5 м за последней ступенью турбины) составляет t2ò = 90 100°С. Она характеризует неравномерность температуры на выходе из камеры сгорания, которая, очевидно, значительно больше. Автоматическое регулирование режима работы ГТУ осуществляется по этим термопарам, установленным за турбиной.

На выходе из диффузора турбины (второе сече- ние – расстояние 5,5 м за последней ступенью турбины) в результате перемешивания потока газов неравномерность составляет t2òä 10 15°С. Вследствие значительно меньшей неравномерно-

Ò à á ë è ö à 2

" ' " 012( &

~

5

6

á)

3 4 ) ) ) ) ) )012*

1 – входной конфузор компрессора; 2 – наружный корпус турбогруппы; 3 – центральная стяжка; 4 – стойки корпуса заднего подшипника; 5 – компрессор; 6 – камера сгорания; 7 – турбина; 8 – генератор

сти температур измерение на выходе из диффузора более представительно.

Значения измеренной температуры газов за турбиной и на выходе из диффузора турбины на режимах, близких к номинальным нагрузкам, сов-

падают и равны t2ò = t2òä 535°С. При понижении нагрузки расхождения увеличиваются и составляют для ГТ-11, -12 при Nýë 0,6N ýëíîì è ïîë-

ностью закрытом ВНА компрессора (t2ò – t2òä)7 17°С. Различия объясняются смещением

максимумов и минимумов температур за турбиной при изменении режима работы ГТУ.

ГТУ V94.2 оснащены малотоксичными камерами сгорания. При пуске и небольших (до 50%) нагрузках сжигание в них природного газа производится в диффузионном режиме. При более высоких нагрузках кинетически сжигается заранее приготовленная смесь природного газа и воздуха. Образование оксидов азота при таком режиме горения резко уменьшается.

Вблизи номинальной нагрузки температура воздуха на входе в камеры сгорания, равная температуре воздуха за компрессором, составляет

Ò à á ë è ö à 3

" ' # " " (

012 #

t2ê = 310 324°С, газов на выходе из нее (по ИСО) t1ò = 1050 1060°С, реально их температура приблизительно на 50°С выше. В камере сгорания температура среды повышается на têñ = 730 745°С. Средние значения коэффициента избытка воздуха 3,5, потери давления в камере сгора-

íèÿ – Ðêñ = Ðêñ Ð2ê = 1,5%.

Результаты измерений состава продуктов сгорания при гарантийных испытаниях ГТУ-1, выполнявшихся с помощью трех независимых систем, приведены в òàáë. 2. На всех режимах получе- ны гарантированные выбросы NOx, равные 17 – 19 млн – 1 (35 – 39 ìã ì3), после пересчета на стандартное содержание кислорода в газах (15%). При повторных гарантийных испытаниях, проведенных в 2003 г., аналогичные результаты были получены на ГТУ-2.

Для камеры сгорания характерны высокая полнота сгорания топлива, содержание СО в продуктах сгорания и химический недожог топлива при Nýë > 80 МВт близки к 0.

Приведение результатов испытаний к стандартным (расчетным) условиям: температуре атмосферного воздуха tíâ = 15°С (288 К), барометриче- скому давлению Âà = 0,1013 МПа и относительной влажности 60%, при потерях давления на входе в компрессор и выходе из турбины, равных нулю (Ð1ê = Ð2ò), осуществлялось по зависимостям фирмы Siemens. Результаты представлены в òàáë. 3.

Погрешности определения гарантированных параметров с учетом приведения оцениваются зна- чениями, представленными далее.

На обеих ГТУ выполнены гарантии по мощности и тепловой экономичности. Испытания были проведены, однако, при несколько более высокой температуре газов за турбиной, чем гарантированная.

Приведение результатов испытания к номинальной температуре газов за турбиной, которая должна выдерживаться при эксплуатации средствами регулирования, дает значения мощности и КПД также выше гарантированных.

 òàáë. 3 приведены значения КПД и расхода газов при гарантированных мощности 153,7 МВт и температуре газов 535°С. Снижение мощности достигается прикрытием ВНА компрессора. КПД ГТУ и расход газов на этом режиме также несколько выше гарантированных.

Приведение результатов по температуре газов за турбиной и мощности вследствие отсутствия

t, °C

12

200

0 & " 012 -(

" " 5

#

фирменных поправок было сделано методом малых отклонений. Это допустимо вследствие малости самих поправок (не более 0,5%).

Для оценки показателей ПГУ важное значение имеют параметры ГТУ при их работе в составе блока.

Потери давления во входном и выходном трактах находятся в расчетных пределах. Вследствие наличия этих потерь, однако, температура газов на выходе из турбины при постоянной температуре на входе будет выше 535°С на 5 – 5,5°С. С учетом этого уставку по температуре газов для регулярной эксплуатации необходимо повысить при рас- четной наружной температуре до 540°С.

Характеристики переменного режима ГТУ. Максимальная электрическая мощность ГТУ, зафиксированная за время пусконаладочных работ и опытной эксплуатации, составила 172 МВт для ÃÒÓ-1 è 169 ÌÂò äëÿ ÃÒÓ-2.

Зависимости параметров и показателей ГТУ от нагрузки при близких к расчетным внешних усло-

виях показаны на ðèñ. 2. При нагрузке около

452 МВт и 34% соответственно. При половинной нагрузке относительный расход тепла составляет 275 452 = 0,61, относительный КПД – 28 34 = = 0,82, относительный расход тепла на холостом ходу – 90 452 = 0,20. В области высоких нагрузок, когда в регулировании ГТУ участвует поворотный ВНА компрессора, снижение мощности до N (0,6 0,65)Níîì сопровождается уменьшением расхода газов на 20 – 25% до G2ò (0,75 0,8)G2ò íîì при постоянной или мало меняющейся температуре за турбиной. Вследствие уменьшения степени расширения в турбине, пропорционального расходу газов, температура перед турбиной снижается на 110 – 130°С.

В области малых нагрузок изменение показателей ГТУ сопровождается интенсивным снижением температуры на входе и выходе из турбины при мало меняющемся расходе газов. На холостом ходу температура газов перед турбиной составляет 420 – 480°С (Ò1ò õõ Ò1ò íîì = 0,53 0,56), за турбиной 230 – 250°С (Ò2ò õõ Ò2ò íîì = 0,62 0,65); расход газов 375 – 410 кг с (G2ò õõ G2ò íîì = 0,7 0,75).

Несмотря на включение вблизи половинной нагрузки ВНА компрессора ГТУ и соответственно изменения принципа управления установкой, зависимость расхода тепла от нагрузки остается линейной (в пределах точности измерений) и одинаковой для обеих ГТУ. Даже при работе с открытым ВНА компрессора, когда температура газов на входе и выходе из турбины на холостом ходу сущест-

/ 0 & " 012 ! (

" 8 9 ( ! ) "

венно ниже, расход тепла остается практически таким же, как и с полностью закрытым ВНА.

Не наблюдалось также влияния температуры наружного воздуха на характер зависимости и численные значения расхода тепла и КПД ГТУ при постоянной нагрузке.

Конечно, другие параметры работы ГТУ – температуры и расход газов – существенно изменяются в зависимости от наружной температуры.

При разных температурах наружного воздуха определенному положению ВНА соответствуют разные нагрузки, а одинаковые нагрузки достигаются при разных положениях ВНА. Иными словами, при неизменном состоянии ГТУ, t2ò t2ò íîì и фиксированных наружных условиях, задание нагрузки однозначно определяет положение ВНА, а задание положения ВНА – нагрузку ГТУ.

Результаты измерений, проведенных на ГТУ, показывают, что такое соответствие не сохраняется в зоне, близкой к полному закрытию ВНА (нагрузки, близкие к 100 МВт). Там наблюдается зна- чительный разброс температур газов и положения ВНА при одинаковых нагрузках. Это затрудняет представление и использование характеристик ГТУ. По результатам испытаний, проведенных при различных наружных температурах, определены осредненные зависимости параметров V94.2, на «номинальных» режимах (ðèñ. 3) и режимах с закрытым ВНА компрессора (ðèñ. 4) от температуры наружного воздуха.

ðèñ. 4) или режим с нагрузкой 173 МВт и промежуточным положением ВНА при tíâ < –10°Ñ.

Полоса разброса температуры газов, измеряемых за турбиной, которая при высоких нагрузках должна регулироваться так, чтобы начальная температура газов оставалась постоянной, составляет 15 – 25°С. По расчету фирмы Siemens эта температура должна возрастать с 532°С при tíâ = –12°Ñ äî 560°Ñ ïðè tíâ = 40°С. В действительности САР ГТУ была отрегулирована на значительно меньшее изменение t2ò в зависимости от tíâ (ðèñ. 3).

Полученные при испытаниях характеристики явились основой для построения диаграммы режимов ГТУ [2, 4].

Выводы

1.Испытания и измерения с помощью штатных приборов, включенных в АСУ ТП, проведенные на газотурбинных установках V94.2 первого блока ПГУ-450Т на Северо-Западной ТЭЦ, позволили определить параметры ГТУ и закономерности их изменения в широком диапазоне режимов: от холостого хода до полной нагрузки и при температурах наружного воздуха от плюс 28°С до минус 28°С.

2.Для ГТУ характерны небольшие потери дав-

ления в цикле: ò ê 0,955 и высокие значения удельной мощности Nýë G1ê = 0,305 кДж кг и коэффициента полезной работы Nýë Niò = 0,48.

3. Максимальная мощность ГТУ при работе с базовой нагрузкой, равная 173 МВт, достигается при tíâ –10°С. Соответствующий этой нагрузке КПД ГТУ составляет приблизительно 34,5%. С повышением температуры наружного воздуха до 30°С мощность снижается до 130 – 135 МВт, а КПД – приблизительно до 32%.

4.Сравнение параметров работы и показателей ГТ-11 и ГТ-12 при полной (156 – 168 МВт) и частичных нагрузках показывает, что в пределах погрешностей определения они совпадают и могут быть описаны одинаковыми зависимостями.

5.Разгружение ГТУ до нагрузки 90 – 100 МВт происходит при примерно постоянной температуре газов за турбиной путем одновременного уменьшения расходов топлива и воздуха (последнее – закрытием ВНА компрессора). При более низких нагрузках температура газов быстро снижается, а их расход остается примерно постоянным и рав-

íûì G Gíîì = 0,7 0,75. Температура газов перед

турбиной на холостом ходу составляет 420 – 480°С, за турбиной 230 – 250°С; относительный расход топлива на холостом ходу Qêñ õõ Qêñ íîì = = 0,20; относительный КПД ГТУ при половинной нагрузке 0,5 íîì 0,82.

6. При близких к расчетным условиях были получены достаточно высокие КПД турбомашин, приведенные далее.

Закрытие ВНА компрессоров вызывает снижение их КПД до 84 – 85% при nê 1,0 è 78 – 79%

ïðè nê = 1,075.

При разгружении ГТУ до холостого хода КПД турбин снижается приблизительно до 75% при

u Ñî 0,85.

7. При нагрузках от 50 до 100% номинальной в камерах сгорания сжигается предварительно подготовленная смесь природного газа и воздуха. Для этих режимов характерны небольшие концентрации NОx и СО в продуктах сгорания. Средние избытки воздуха составляют = 3,5 4, повышение температуры среды в камерах сгорания 770 – 790°С при полной и 640 – 680°С при 60%-ной нагрузке. Потери давления в камере сгорания на всех режимах составляют примерно 1,5%.

Список литературы

1.Кузнецов В. А. Северо-Западная ТЭЦ – первенец нового поколения отечественных электростанций. – Электрические станции, 2001, ¹ 2.

2.Костюк Р. П., Малахов С. В. Тепловые испытания ГТУ типа V94.2 ¹ 11 и 12 в составе ПГУ-450Т на Северо-За- падной ТЭЦ г. Санкт-Петербурга. Тезисы докладов XLIX научно-технической сессии по проблемам газовых турбин Российской академии наук отделения энергетики, машиностроения, механики и процессов управления, комиссии РАН по газовым турбинам. – РАО «ЕЭС России», ОАО ВТИ, Москва, сентябрь 2002 г.

3.Костюк Р. П., Крыкин И. Н., Блинов А. И. Опыт эксплуатации ГТУ V94.2 на Северо-Западной ТЭЦ. – Газотурбинные технологии, 2003, ¹ 1.

4.Диаграмма режимов ГТУ V94.2 Северо-Западной ТЭЦ/

Ольховский Г. Г., Трушечкин В. П., Малахов С. В., Агеев А. В. – Электрические станции, 2003, ¹ 11.

Вагнер А. А., èíæ.

РАО “ЕЭС России”

Котел БКЗ-210-140Ф (ст. ¹ 5) Западно-Сибир- ской ТЭЦ Кузбассэнерго в заводском исполнении был оборудован четырьмя прямоточными танген- циально-направленными горелками и предназна- чен для сжигания в режиме твердого шлакоудаления кузнецких каменных углей марок Г, Д и др. (в том числе окисленных), а также промпродукта их мокрого обогащения. На котле установлены две шаровые барабанные мельницы Ш-12 с промбункером. Сушка топлива осуществляется горячим воздухом с присадкой в мельницы газов рециркуляции, отбираемых из рассечки водяного экономайзера первой ступени с помощью дымососа инертных газов типа ВМ-40 750. Подача угольной пыли в пятиканальные горелки предусмотрена сушильным агентом с температурой 65 – 70°С. Че- рез нижний, средний и верхний каналы в топку вдувается горячий воздух, а через второй и четвертый – аэросмесь. Нижние каналы горелок были снабжены паровыми форсунками для подачи в топку растопочно-аварийного топлива – мазута. В качестве резервно-растопочного и в то же время буферного топлива используется коксовый газ. Он подавался в топку прямотоком через трубы диаметром 159 150 мм, размещенные по оси средних и верхних воздушных каналов горелок.

Недостатком горелочных устройств была низкая надежность зажигания угольной пыли промпродукта и сильно окисленных углей, особенно при небольших расходах коксового газа. В результате этого горение было пульсационным и факел иногда затягивался в горизонтальный газоход. Имели место случаи обрыва факела даже на повышенных нагрузках котла. При работе котла без подсветки газом на высококалорийных углях марок Г и Д с большим выходом летучих зажигание факела резко улучшалось, он становился коротким, что приводило к снижению температуры перегретого пара до 530 – 535°С. В этих случаях для повышения температуры перегретого пара хотя бы до tïå = 550°С приходилось повышать избыток воздуха за пароперегревателем до 1,4 – 1,45, что приводило к росту потерь тепла с уходящими газами и

в условиях стехиометрического сжигания топлива к повышенному выбросу оксидов азота в атмосферу (до 900 – 1000 мг м3).

Кроме того, чрезмерное переохлаждение факела за счет разбавления воздухом тормозило снижение потерь тепла с мехнедожогом. Этому же способствовало увеличение конвективной составляющей передачи тепла экранам, что характерно для топок с тангенциальными горелками при увеличе- нии скорости горелочных струй.

С целью снижения образования оксидов азота при горении в 1981 г. в топке котла ст. ¹ 5 было организовано третичное дутье. Соответствующие сопла (4 шт.) были размещены над горелками на отметке 14,08 м, что на 2,64 м выше оси верхних каналов аэросмеси. Проходное сечение сопл, имеющих высоту 700 мм и ширину 130 мм, было рас- считано на расход порядка 15% теоретического количества воздуха. В плане топки сопла были направлены соосно горелкам и наклонены вниз на угол примерно 14°. Испытания реконструированного котла [1] показали, что при сжигании угля в смеси с коксовым газом концентрация оксидов азота в продуктах сгорания уменьшилась в среднем с 870 до 570 мг м3, т.е. примерно в 1,5 раза. При этом избыток воздуха и мехнедожог сохранились на прежних уровнях: ïï = 1,27 1,31 è q4 = 2,2%.

Недостатки внедренной технологии ступенча- того сжигания заключались в принятии малой доли третичного воздуха и в низкой эффективности перемешивания реагентов. В то же время практически не изменилась чрезмерная чувствительность топки к изменению качества сжигаемого топлива в условиях малой доли сжигаемого коксового газа. Во время испытаний реконструированного котла ст. ¹ 5, выполненных в январе 2000 г., тепловая доля коксового газа составила всего 0,03 – 0,04, а среднее количество сжигаемого угля

V ã = 42,82%; N ã = 2,5%. При этом режим работы котла определялся крайним дефицитом перегрева