31.2.1 Принципиальная схема пгу-т

Наряду с ПГУ-У широкое применение нашли ПГУ-ТЭЦ, в которых используются теплофикационные паровые турбины с регулируемым отбором пара для подогрева сетевой воды в ПСВ (рис. 31.5).

В России на Северо-Западной ТЭЦ (г. Санкт-Петербург) реализована ПГУ-450Т. Эта установка состоит из двух ГТУ типа V94.2 «Siemens» мощностью 150 МВт каждая и теплофикационной паровой турбины двух давлений Т-150-7,7 «ЛМЗ». Аналогичная ПГУ реализуется на Калининградской ТЭЦ-2. Ее энергоблоки состоят из двух ГТЭ-160 (V94.2 «Siemens») мощностью 150 МВт каждая и теплофикационной паровой турбины двух давлений Т-150-7,7 «ЛМЗ». В отличие от Северо-Западной ТЭЦ здесь применены котлы-утилизаторы горизонтального типа П-96 с температурой пара в контуре ВД 520^оС (расход пара 242,3 т/ч), НД - 217^оС (51,6 т/ч). Установленная электрическая мощность ТЭЦ 900 МВт, а тепловая – 680 Гкал/ч. КПД в конденсационном режиме при t_а=15^оС 51,0%. Температура сетевой воды с ее давлением на выходе 1,6 МПа 130^оС.

Рис. 31.5 Принципиальная схема ПГУ-Т

31.2.2 Преимущества и недостатки пгу утилизационного типа

1. ПГУ-У самый экономичный двигатель с КПД ≈ 52-60 %. КПД трехконтурной ПГУ с промежуточным перегревом пара, в которой температура перед газовой турбиной равна 1450 °С уже сегодня достигает 60 %, что составляет 82 % от теоретически возможного уровня.

2. ПГУ-У самый экологически чистый двигатель. В первую очередь это объясняется высоким КПД – ведь вся та теплота, содержащаяся в топливе, которую не удалось преобразовать в электроэнергию, выбрасывается в окружающую среду и происходит ее тепловое загрязнение. Кроме того, ПГУ дают существенно меньшие выбросы оксидов азота NO_x благодаря кинетическому принципу сжигания газа.

3. ПГУ-У маневренный двигатель. Для реализации этих потенциальных маневренных возможностей ПГУ должна быть оснащена байпасной трубой.

4. При одинаковой мощности ПС и парогазовой ТЭС потребление охлаждающей воды ПГУ примерно в 3 раза меньше, так как мощность паросиловой части ПГУ составляет 1/3 от общей мощности ПГУ.

5. ПГУ-У имеет умеренную стоимость установленной единицы мощности, так как нет энергетического котла, дымовой трубы, системы регенеративного подогрева питптельной воды и т.д.

6. ПГУ-У имеет существенно меньший строительный цикл.

Недостаток: топливом является природный газ. Однако для РФ это не является проблемой, так как газ дешевый и в качестве топлива его доля составляет 60 %.

31.2.3 Особенности конструкций паровых турбин для пгу-у

Рядом особенностей обладают только паровые турбины для утилизационных ПГУ (ПГУ-У):

1. В ПГУ-У нет необходимости в системе регенеративного подогрева питательной воды выше 60-65 ºС. Это конечно снижает КПД ПТУ, но выигрыш от использования комбинированного цикла перекрывает это снижение.

2. Котел-утилизатор снабжает паровую турбину несколькими потоками пара разного давления (обычно двумя или тремя). Эти потоки сливаются перед ЦНД, и в результате через последние ступени турбины, например в трехконтурной ПГУ-У проходит пара примерно в 1,5 раза больше, чем поступает в ЧВД. Это требует развитой площади выхода пара из турбины.

3. Изменение мощности ПГУ-У изменяется с помощью изменения расхода топлива и воздуха в камеру сгорания ГТУ, вслед за которыми изменяются параметры газов за ГТУ. При этом при полностью открытых регулирующих клапанах паровой турбины перед проточной частью автоматически устанавливаются такие параметры пара, при которых пропускная способность проточной части паровой турбины и парогенерирующая способность котла-утилизатора совпадают. Иными словами, в нормальных условиях паровая турбина всегда работает в условиях скользящих параметров с полностью открытыми клапанами. Поэтому она не имеет регулирующей ступени, а регулирующие клапаны используются только при пусках, остановках и аварийных режимах.

4. В ПТУ утилизационных ПГУ используются докритические параметры пара. Переход на сверхкритические параметры пара приведет к повышению КПД паротурбинного цикла. Однако это повышение может быть нивелировано из-за уменьшения высоты лопаток первых ступеней ПТ.

Конструкции паровых турбин для парогазовых установок аналогичны паровым турбинам ТЭС. Они при меньшем располагаемом теплоперепаде, за счет более низких значений давления и температуры водяного пара на входе обычно выполняются двухцилиндровыми. При этом для турбин двух давлений в цилиндре высокого давления выделяется проточная часть высокого (ЧВД) и среднего (ЧСД) давлений, разделение между которыми осуществляется камерой смешения. Поскольку к данным турбинам предъявляются высокие требования по экономичности, то они выполняются с дроссельным парораспределением, исключающим наличие регулирующей ступени. Большинство режимов эксплуатации осуществляются на основе скользящих параметров свежего пара. На рис. 31.6 показан пример исполнения двухцилиндровой паровой турбины Т-150-7,7 ЛМЗ для ПГУ-450Т.

Свежий пар (р₀=7,6 МПа, t₀=510^оС) с расходом 475 т/ч подается в нижнюю часть ЦВД и далее по впускным патрубкам с системой компенсационных колец в первую ступень турбины. Для компенсации усилий, формирующихся при тепловых расширениях в условиях одностороннего подвода пара, в верхней части цилиндра предусмотрено компенсационное устройство на основе стакана с поршневыми кольцами (рис. 31.7).

Левый отсек ЦВД выполнен двухкорпусным и состоит из 9 ступеней. После поворота потока и движения в кольцевом межкорпусном пространстве водяной пар расширяется в шести ступенях, диафрагмы которых закреплены в двух обоймах. Эти турбинные ступени выполнены с постоянным корневым диаметром лопаточного аппарата. Ротор ЦВД цельнокованый. Далее организована камера смешения, в которую подается водяной пар из перегревателя контура низкого давления КУ (р_НД=0,62 МПа, t_НД=195^оС). После расширения в четырех ступенях ЧСД пар по двум ресиверным трубам направляется в двухпоточный ЦНД, ротор которого выполнен с насадными дисками. Часть пара направляется в теплофикационный отбор к ПСВ-1. Длина рабочей лопатки последней ступени ЦНД турбины l₂=0,64 м, что обеспечивает кольцевую площадь выхода одного потока пара F₂=4,2 м².

Рис. 31.6 Продольный разрез паровой турбины Т-150-7,8 ЛМЗ для ПГУ-ТЭЦ

Рис. 31.7 Поперечное сечение в области паровпуска ЦВД турбины

1 - ротор; 2 - обойма промежуточного уплотнения; 3 - сопловые сегменты 1-й ступени; 4 – устройство для компенсации взаимного теплового перемещения внешнего и внутреннего корпусов; 5 – верхняя часть внешнего корпуса ЦВД; 6 - внутренний корпус ЦВД; 7, 8 – шпильки фланцевых разъемов корпусов; 9 - фланцы внешнего корпуса; 10 - паровпускная камера; 11 - нижняя часть внутреннего корпуса; 12 - нижняя часть наружного корпуса

В теплоэнергетике реализуется концепция ПГУ с одновальным исполнением турбоагрегатов (рис. 31.8). Речь идет о том, что роторы турбомашин ГТУ, ПТУ и электрогенератора представляют единый валопровод. При этом электрогенератор может располагаться как со стороны паровой турбины (рис. 31.8,а), так и между турбоагрегатами (рис. 31.8,б). Наличие расцепной муфты (поз.8) во втором варианте исполнения моноблочной компоновки турбоагрегатов ПГУ обеспечивает обычный пуск ГТУ с помощью тиристорного пускового устройства. Пуск паровой турбины осуществляется по самостоятельному графику после получения в котле-утилизаторе водяного пара требуемых параметров.