Исследование регулировочного диапазона трехконтурных конденсационных ПГУ с котлами-утилизаторами и разработка методов его расширения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.14, кандидат наук Теплов Борис Дмитриевич

• Теплов Борис Дмитриевич
• кандидат наук
• 2017

Оглавление диссертации кандидат наук Теплов Борис Дмитриевич

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ПГУ В УСЛОВИЯХ ПЕРЕМЕННОГО ГРАФИКА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

1.1 Перспективы развития энергетики на базе парогазовых технологий в России

1.2 Особенности тепловых схем ПГУ с КУ трех давлений

1.3 Особенности режимов работы ПГУ с КУ на оптовом рынке электроэнергии и мощности

1.4 Обзор работ по исследованию регулировочного диапазона ПГУ и способов его расширения

1.5 Постановка задач и целей исследования

2 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ КОМПЛЕКСНОГО РАСЧЕТА ДЛЯ АНАЛИЗА РЕЖИМОВ РАБОТЫ ПГУ-КЭС

2.1 Методика расчета статических режимов ГТУ на основе экспериментальных характеристик

2.2 Алгоритм расчета статических режимов ГТУ на основе экспериментальных характеристик

2.3 Краткое описание объекта исследования

2.4 Условия проведения испытаний

2.5 Экспериментальные характеристики ГТУ

2.6 Разработка программы расчета переменного режима ГТУ

2.7 Достоверность методики численного исследования статических режимов работы ГТУ на основе экспериментальных характеристик

2.8 Разработка математической модели КУ и ПТУ ПГУ-420

2.9 Выводы по главе

3 ИССЛЕДОВАНИЕ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА НАГРУЗОК ПГУ С КУ ТРЕХ ДАВЛЕНИЙ И ПРОМЕЖУТОЧНЫМ ПЕРЕГРЕВОМ ПАРА

3.1 Результаты тепловых испытаний энергоблока ПГУ-420Т

3.2 Технологический максимум нагрузки ПГУ-420

3.3 Анализ факторов, ограничивающих технологический минимум нагрузки ПГУ-420

3.4 Выводы по главе

4 СНИЖЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО МИНИМУМА НАГРУЗКИ ПГУ

4.1 Анализ способов снижения технологического минимума нагрузки ПГУ

4.2 Снижение технологического минимума нагрузки ПГУ-420

4.3 Способ уменьшения мощности ГТУ для снижения технологического минимума нагрузки ПГУ

4.4 Оптимизация режимов работы ПГУ при прохождении провалов графика электрической нагрузки

4.5 Выводы по главе

5 ПОВЫШЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСОГО МАКСИМУМА НАГРУЗКИ ПГУ ПРИ ВЫСОКИХ ТЕМПЕРАТУРАХ НАРУЖНОГО ВОЗДУХА

5.1 Анализ способов повышения технологического максимума нагрузки ПГУ

5.2 Повышение номинальной мощности ПГУ-420 путем впрыска воды в воздухозаборный тракт ГТУ

5.3 Повышение номинальной мощности ПГУ-420 путем сжигания перед котлом-утилизатором дополнительного топлива

5.4 Выводы по главе

ВЫВОДЫ ПО ДИСССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ СОКРАЩЕНИЙ

Список литературы

Приложение А Результаты расчета ГТУ SGT5-4000F энергоблока ПГУ-420Т ТЭЦ

16

Приложение Б Результаты расчета параметров КУ Еп-264/297/43-13,0/3,0/0,47-

558/558/237-11,6вв энергоблока ПГУ-420Т ТЭЦ-16

Приложение В Результаты расчета параметров тепловой схемы энергоблока ПГУ-420 ТЭЦ-16

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование регулировочного диапазона трехконтурных конденсационных ПГУ с котлами-утилизаторами и разработка методов его расширения»

Актуальность работы

В настоящее время на отечественных ТЭС активно внедряются мощные парогазовые установки с котлами-утилизаторами трех давлений и промежуточным перегревом пара, являющиеся одним из наиболее распространенных типов генерирующих установок на природном газе в мировой энергетике. Учитывая высокую экономичность этих ПГУ, их проектировали для эксплуатации преимущественно в базовом режиме с минимальным количеством пусков и изменений нагрузки. Однако, возникновение оптового рынка электроэнергии и мощности и ограниченные возможности регулирования нагрузки в энергосистемах привели к тому, что в действительности режимы эксплуатации ПГУ существенно отличаются от базовых. В нашей стране снижение тарифов на электроэнергию в ночное время привело к необходимости их глубоких разгрузок. Диспетчерский график электрических нагрузок составляется исходя из аттестованного значения электрической мощности ПГУ при £нв = 15 °С. Снижение электрической мощности ПГУ при высоких температурах наружного воздуха ниже аттестованного значения приводит к тому, что генерирующие компании несут убытки из-за уменьшения платы за установленную мощность и недовыработки электроэнергии. В этих условиях возросла актуальность расширения регулировочного диапазона нагрузок ПГУ, определяемого как разность между максимальной и минимальной электрическими нагрузками, достигаемыми без изменения состава работающего оборудования. Учитывая увеличение времени работы ПГУ на частичных нагрузках и возрастание роли разгрузок до минимально возможного уровня, а также целесообразность привлечения ПГУ к регулированию частоты и мощности в энергосистеме, комплексное исследование регулировочного диапазона мощных ПГУ и обоснование способов его расширения на сегодняшний день является актуальной задачей.

Цели и задачи работы Целью диссертационной работы является повышение экономической эффективности эксплуатации ПГУ на основе комплексного исследования

регулировочного диапазона нагрузок и обоснования возможностей его расширения. Для достижения цели были поставлены следующие задачи:

1. Разработать методику и алгоритм расчета статических режимов работы ПГУ-КЭС с КУ на основе экспериментальных характеристик;

2. Разработать программный комплекс, реализующий методику и алгоритм расчета статических режимов работы ПГУ;

3. Провести экспериментальные исследования переменных режимов энергоблока ПГУ-420, работающего на ТЭЦ-16 ПАО "Мосэнерго";

4. Выполнить расчетные исследования режимов работы ПГУ при различных нагрузках и температурах наружного воздуха;

5. Выполнить анализ факторов, ограничивающих регулировочный диапазон нагрузок ПГУ;

6. Разработать мероприятия по расширению регулировочного диапазона нагрузок ПГУ;

7. Выполнить оптимизацию режимов работы ПГУ в условиях переменного графика электрической нагрузки.

Научная новизна работы

1. Впервые разработаны методика и алгоритм расчета статических режимов работы ПГУ-КЭС с КУ с использованием экспериментальных характеристик компрессора и газовой турбины, позволяющие определить интегральные показатели ПГУ и её оборудования (мощность, КПД), а также внутренние параметры ГТУ (приведенные расходы и КПД турбомашин) при различных нагрузках, температурах наружного воздуха и уставках по регулируемым параметрам АСУТП.

2. Впервые выполнены экспериментальные и расчетные исследования, результаты которых позволили получить полное представление о режимах работы ПГУ с КУ трех давлений и промежуточным перегревом пара, её параметрах и показателях, а также закономерностях их изменений в широком диапазоне нагрузок и температур наружного воздуха. Выявлены и проанализированы факторы, ограничивающие регулировочный диапазон нагрузок ПГУ.

3. Впервые разработана методика определения и получены аналитические зависимости для максимума, технологического минимума и регулировочного диапазона нагрузок трехконтурной ПГУ с КУ от температуры наружного воздуха.

4. Впервые выполнен расчетный анализ способов расширения регулировочного диапазона нагрузок, результаты которого позволяют обосновать мероприятия для повышения номинальной мощности, снижения технологического минимума нагрузки и повысить экономическую эффективность эксплуатации ПГУ с КУ трех давлений и промежуточным перегревом пара в условиях переменного графика электрической нагрузки.

Теоретическая ценность работы состоит в разработанной методике, алгоритме расчета статических режимов работы ПГУ-КЭС с КУ и математической модели ПГУ-420 на основе экспериментальных характеристик, полученных методом статистической обработки результатов тепловых испытаний.

Практическая значимость работы состоит в том, что:

1. Полученные в диссертационной работе результаты экспериментальных и расчетных исследований могут быть использованы проектными, научно-исследовательскими, пусконаладочными организациями и эксплуатационным персоналом для обоснования возможностей участия трехконтурных ПГУ с КУ в регулировании мощности в энергосистеме и повышения экономической эффективности их эксплуатации в таких режимах.

2. Результаты экспериментальных исследований использованы при проведении пусконаладочных работ, а разработанная методика определения регулировочного диапазона нагрузок реализована на действующих энергоблоках ПГУ-420 ТЭЦ 16 и ТЭЦ 20 ПАО "Мосэнерго".

3. Разработанная программа "Расчет переменного режима энергетической газотурбинной установки" используется в лаборатории газовых турбин ОАО "ВТИ" при проведении научно-исследовательских работ.

4. Разработанная на основе экспериментальных характеристик модель ПГУ-420 может быть использована для планирования работы и контроля её технического состояния в процессе эксплуатации, а также при проведении пуско-наладоч-ных работ и тепловых испытаний.

Достоверность и обоснованность результатов

Достоверность и обоснованность результатов определяются применением базовых физических законов и уравнений термодинамики. Численные расчеты выполнены с использованием компьютерной техники, программного обеспечения и общепринятых методов вычислений. Обработка экспериментальных данных проведена в соответствии с ГОСТ Р 55798-2013 (ISO 2314:2009). Верификация разработанных моделей проведена путем сравнения результатов расчета с результатами обработки данных тепловых испытаний ПГУ-420 ТЭЦ-16 ПАО "Мосэнерго".

Личный вклад автора

Автором лично составлен обзор научно-технической литературы, разработана методика, алгоритм и реализующий его программный комплекс расчета статических режимов работы ПГУ-КЭС с КУ на основе экспериментальных характеристик, проведены экспериментальные исследования переменных режимов энергоблока ПГУ-420, выполнено расчетное исследование его режимов работы, получены результаты, содержащие научную новизну, и даны практические рекомендации.

Положения, выносимые на защиту

1. Методика и алгоритм расчета статических режимов работы ПГУ-КЭС с КУ на основе экспериментальных характеристик.

2. Результаты экспериментальных и расчетных исследований режимов работы ПГУ, закономерности изменения её параметров показателей при различных нагрузках и температурах наружного воздуха.

3. Методика определения регулировочного диапазона нагрузок ПГУ.

4. Результаты расчетного анализа мероприятий по расширению регулировочного диапазона нагрузок ПГУ.

Апробация результатов работы

Основные результаты диссертационной работы докладывались на следующих научно-технических конференциях и семинарах: международных науч-но-тех-нических конференциях студентов и аспирантов "Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (Москва, 2014,2015,2016 гг.); международной научно-технической конференции "Состояние и перспективы развития электро- и теплотехнологии (XVIII Бенардосовские чтения)" (Иваново, 2015 г.); научно-практической конференции "Энергоэффективность и энергосбе-режение» (Балаково, 2015 г.); международной молодежной научной конфе-ренции "Тинчуринские чтения» (Казань, 2016 г.); международных научно-методических конференциях "Информатизация инженерного образования" (Москва, 2014,2016 гг.); LXII и LXIII научно-технических сессиях по пробле-мам газовых турбин и парогазовых установок (Москва, 2015г.; Рыбинск, 2016г.); научный семинар кафедры Тепловых электрических станций, ФГБОУ ВО НИУ "МЭИ" (2016г.); заседание кафедры Тепловых электрических станций, ФГБОУ ВО НИУ "МЭИ" (2017г.)

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 15 печатных изданиях, из которых два входят в перечень ВАК, разработанный автором программный комплекс прошел государственную регистрацию в Роспатенте.

Структура и объем работы

Диссертационная работа изложена на 208 страницах и состоит из введения, пяти глав, заключения, списка условных обозначений, списка литературы и 3 приложений. Работа содержит 90 рисунков и 23 таблиц. Список литературы содержит 111 наименований.

1 АНАЛИЗ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ПГУ В УСЛОВИЯХ ПЕРЕМЕННОГО ГРАФИКА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

1.1 Перспективы развития энергетики на базе парогазовых технологий в

России

Наибольшее распространение в энергетике в настоящее время получили ТЭС, на которых тепловая энергия, выделяющаяся при сжигании органических топлив: угля, мазута, торфа, природного газа, горючих сланцев, преобразуется в электрическую энергию. На их долю приходится около 75 % вырабатываемой электроэнергии на Земле и около 64 %о электроэнергии производимой в России (рисунок 1.1).

Структу ра выработки электроэнергии Структура установленной мощности

в ЕЭС России, % (на 01,01.2017 года) эле кт рос та н ци й ЕЭС Рос си и, % (на 01,01.2017 года)

Рисунок 1.1-Структура выработки электроэнергии и структура установленной мощности электростанций в ЕЭС России.

Во всем мире прогресс в теплоэнергетике стал связан с решением задач оптимального соотношения эффективности, надежности, капиталоемкости и экологических показателей энергетических установок. Одним из перспективных направлений для исполнения поставленных задач стало широкое внедрение в энергетике парогазовых установок. Высокие показатели эффективности парогазовых технологий на сегодняшний момент позволяют сделать вывод о широких перспективах их дальнейшего развития и использования. Значения технико-экономических показателей современных парогазовых установок сравнимы или превышают значения

аналогичных показателей паросиловых энергоблоков. Особенностями ПГУ, помимо высоких КПД, являются умеренная удельная стоимость (в 1,5 - 2 раза ниже, чем у паровых энергоблоков близкой мощности), возможность сооружения за короткое время, вдвое меньшая потребность в охлаждающей воде, хорошая маневренность, высокие экологические показатели.

Несомненные достоинства парогазовых технологий сегодня особенно привлекательны для реконструкции и нового строительства энергоблоков в России, поэтому инвестиционной программой ОАО РАО "ЕЭС России" до 2020 г., был намечен значительный объем ввода в эксплуатацию современных ПГУ [1]. В настоящее время доля ПГУ в общем составе оборудования электростанций России составляет около 13,5 %.

Создаваемые в настоящее время парогазовые установки имеют широкое разнообразие, как по типам оборудования, так и по технологическим схемам и параметрам работы. Установки различаются по числу главных двигателей (моноблоки, дубль-блоки, трипл-блоки), числу контуров котла-утилизатора (одно-, двух-, трех-контурные и с промперегревом), типу применяемых паротурбинных установок, наличию камер дожигания и т.д. [2-5]. По назначению ПГУ подразделяют на конденсационные (ПГУ-КЭС) и теплофикационные (ПГУ-ТЭЦ). Первые из них предназначены для выработки электроэнергии, вторые - служат еще и для отпуска тепловой энергии. По количеству рабочих тел ПГУ делят на бинарные и монарные. В бинарных установках рабочие тела газотурбинного цикла (воздух и продукты сгорания топлива) и паротурбинной установки (вода и водяной пар) разделены. В монарных установках рабочим телом для газовой турбины явля-

Рисунок 1.2 - Принципиальная схема мо-нарной парогазовой установки

ется смесь продуктов сгорания и водяного пара. Схема монарной ПГУ представлена на рисунке 1.2. Выхлопные газы ГТУ направляются в КУ, в который подается вода питательным насосом. Получаемый на выходе пар поступает в камеру сгорания газотурбиной установки, смешивается с продуктами сгорания и образующаяся однородная смесь направляется в турбину. Часть воздуха, поступающего из компрессора, замещается паром, на повышение давления которого затрачивается меньше энергии, чем на повышение давления воздуха в компрессоре. Газопаровая смесь покидает КУ в виде пара, тепло конденсации водяного пара, составляет значительную величину. Максимальные значения коэффициента полезного действия такой установки определяются введенными ограничениями на работу КУ. При принятом уровне температур уходящих газов от 120 до 160°С КПД установки при степени сжатия воздуха в компрессоре ГТУ равной 18 достигает 43%, что на 9-10% превышает КПД ГТУ при тех же начальных параметрах газа.

Главным преимуществом монарных ПГУ с вводом пара в ГТУ является их компактность, вызванная отсутствием паровой турбины и ее вспомогательного оборудования. Техническая трудность организации конденсации пара из парогазовой смеси и связанная с этим необходимость постоянной работы мощной водопод-готовительной установки является главным недостатком ПГУ монарного типа. Указанные недостатки не привели к широкому распространению монарных ПГУ, по крайней мере, для целей производства электроэнергии на мощных ТЭС [2-5].

Большинство ПГУ относится к ПГУ бинарного типа. Существующие бинарные ПГУ можно разделить на четыре типа.

1. Утилизационные ПГУ. В этих установках тепло уходящих газов ГТУ используется в котле-утилизаторе для генерации пара высоких параметров, который затем поступает в паровую турбину. По числу контуров рабочей среды ПГУ подразделяются на одноконтурные, двухконтурные и трехконтурные.

Одноконтурные ПГУ имеют серьезный недостаток, связанный с необходимостью удовлетворения двум противоречивым требованиям. С одной стороны, в КУ необходимо генерировать пар высоких параметров для обеспечения высокой экономичности ПТУ. Но запас тепловой энергии выхлопных газов ГТУ обеспечивает

такие параметры при малых расходах питательной воды, которые не могут охладить газы, поступающие в КУ, до низкой температуры, поэтому уменьшается КПД КУ. С другой стороны, пропуск большого количества питательной воды, хотя и обеспечивает низкую температуру уходящих газов котла и его высокую экономичность, не позволяет получить высокие параметры пара за ним, что приводит к снижению КПД ПТУ. Отсюда возникает необходимость пропуска большого количества рабочей среды через «хвостовые» поверхности нагрева КУ, а через входные -малое количество. Отсюда и появляется идея двухконтурного КУ в составе ПГУ (рисунок 1.3), по которой работает подавляющее число утилизационных ПГУ, обеспечивающих КПД в диапазоне от 50 до 52% [2-5].

В самых современных ПГУ также используются трехконтурные КУ. Увеличение числа контуров более трех нецелесообразно, так как выигрыш в экономичности не окупается ростом капиталовложений. Двухкон-турные и трехконтурные ПГУ могут быть выполнены без промежуточного перегрева и с промежуточным перегревом пара, однако, как правило, промежуточный перегрев используют в трехконтурных ПГУ. Как и в традиционных ПТУ, главная цель промежуточного перегрева в ПГУ - обеспечить допустимую влажность в последних ступенях паровой турбины. При правильном выборе давления в промежуточном пароперегревателе повышается и экономичность ПГУ.

Утилизационные ПГУ требуют высокоэкономичных высокотемпературных газовых турбин с высокой температурой уходящих газов для генерирования пара высоких параметров для ПТУ. Современные ГТУ, отвечающие этим требованиям, пока могут работать либо на природном газе, либо на легких сортах жидкого топ-

Рисунок 1.3 - Принципиальная схема двухконтурной утилизационной ПГУ

лива. Установки данного типа получили наиболее широкое распространение благодаря своей простоте и высокой экономичности. На территории России преимущественно устанавливаются газовые турбины зарубежного производства, т.к. они имеют более высокие показатели надежности и экономичности, а котлы-утилизаторы и паровые турбины - отечественного производства [6].

2. ПГУ со сбросом выхлопных газов ГТУ в энергетический котел (рисунок

1.4). Часто такие ПГУ называют кратко «сбросными», или ПГУ с низконапорным парогенератором. В них тепло уходящих газов ГТУ направляется в энергетический котел, замещая в нем воздух, подаваемый дутьевыми вентиляторами котла из атмосферы. При этом отпадает необходимость в воздухоподогревателе котла, так как уходящие газы ГТУ имеют высокую температуру. При этом в выходной шахте котла (или за ним) необходимо установить теплообменники, охлаждающие уходящие газы котла. Обычно такими теплообменниками служат газовые подогреватели питательной воды. Главным преимуществом сбросной схемы является возможность использования в паротурбинном цикле недорогих энергетических твердых топлив. В сбросной ПГУ топливо направляется не только в КС ГТУ, но и в энергетический котел, причем ГТУ работает на легком топливе (газ или дизельное топливо), а энергетический котел - на любом топливе. В сбросной ПГУ реализуется два термодинамических цикла. Теплота, поступившая в камеру сгорания ГТУ вместе с топливом, преобразуется в электроэнергию так же, как и в утилизационной ПГУ, т.е. с КПД на уровне 50-60%, а теплота, поступившая в энергетический котел - как в обычном паротурбинном цикле, т.е. с КПД на уровне 40%. Однако, достаточно высокое содержание кислорода в уходящих газах ГТУ, а также необходимость иметь

Рисунок 1.4 - Принципиальная схема сбросной парогазовой установки

за энергетическим котлом малый коэффициент избытка воздуха приводят к тому, что доля мощности паротурбинного цикла составляет примерно 2/3, а доля мощности ГТУ - 1/3 (в отличие от утилизационной ПГУ, где это соотношение обратное). Поэтому КПД сбросной ПГУ находится в диапазоне от 40 до 45%, т.е. существенно меньше утилизационной ПГУ. Кроме того, схема сбросной ПГУ оказывается очень сложной, так как необходимо обеспечить автономную работу паротурбинной части, а поскольку воздухоподогреватель в котле отсутствует, то необходима установка специальных калориферов, нагревающих воздух перед подачей его в энергетический котел.

3. ПГУ с «вытеснением» регенерации (ПГУ с полузависимой схемой работы)

(рисунок 1.5). Это наиболее дешевый способ модернизации оборудования станций. Идея такой ПГУ состоит в том, что выхлопные газы ГТУ используются для полного или частичного подогрева основного конденсата и питательной воды ПТУ. В таком случае регенеративные подогреватели отключаются от отборов паровой турбины.

Сэкономленный пар отборов служит для выработки дополнительной мощности в паровой турбине. При этом теплота конденсации сэкономленного пара теряется в конденсаторе, а не возвращается питательной воде. Поэтому прирост экономичности возникает тогда, когда эта потеря будет меньше, чем экономия

Тоглиезо

Рисунок 1.5 - Принципиальная схема ПГУ с вытеснением регенерации

1 - энергетический котел; 2 - деаэратор; 3 - конденсатор; 4 - группа подогревателей низкого давления (ПНД); 5 - питательный насос; 6 - группа подогревателей высокого давления (ПВД); 7 -газовый подогреватель конденсата (ГПК) НД; 8 -ГПК ВД; 9 - конденсатный насос

топлива за счет уменьшения потери теплоты с уходящими газами ГТУ. В большинстве случаев такие схемы применяют при модернизации существующих паротурбинных блоков. ПГУ с вытеснением регенерации дает наименьшую экономию топлива, однако она позволяет надстроить паротурбинный энергоблок с минимальными затратами. Кроме того, эта схема очень удобна для быстрого получения пиковой мощности за счет ввода дополнительной ГТУ и увеличения мощности паровой турбины вследствие отключения отборов пара. В настоящее время энергоустановки установки такого типа не распространены в энергетике, проекты и предложения находятся на стадии детальной проработки.

4. Схема ПГУ с высоконапорным парогенератором (рисунок 1.6). В такой ПГУ высоконапорный парогенератор одновременно выполняет роль энергетического котла ПТУ и камеры сгорания ГТУ. Для этого в нем поддерживается высокое давление, создаваемое компрессором ГТУ. Для повышения экономичности перед ВПГ устанавливается газовый подогреватель конденсата, уменьшающий температуру уходящих газов ГТУ. Экономия топлива в такой установке также зависит от соотношения мощностей ГТУ и ПТУ и находится на таком же уровне, как у сбросных ПГУ [2-5]. ПГУ с ВПГ обеспечивают существенное снижение удельных капитальных затрат по сравнению со сбросными схемами ПГУ, обусловленное сокращением размеров парогенератора. Серьезную проблему для ПГУ с ВПГ представляет износ проточной части газовой турбины под действием продуктов коррозии внутренней части парогенератора.

Рисунок 1.6 - Принципиальная схема ПГУ с высоконапорным парогенератором

Таким образом, ПГУ с КУ является наиболее перспективной и широко распространенной в мировой и отечественной энергетике парогазовой установкой, отличающейся простотой конструкции и высокой эффективностью производства электрической энергии. ПГУ с КУ - единственные в мире энергетические установки, которые при работе в конденсационном режиме отпускают потребителям электроэнергию с КПД 55-61%.

В российской энергетике опыт по внедрению парогазовых установок начинает свой отсчет с 2000 г. и лавинообразно нарастает по сегодняшний день. В 2000 г. был введен в эксплуатацию первый парогазовый энергоблок ПГУ-450 на «Северо-Западной ТЭЦ» в г. Санкт-Петербург. Этот энергоблок является первым не только в очереди строительства парогазовых энергоблоков на «Северо-Западной ТЭЦ», но и в российской энергетике в целом. В 2006 г. на «Северо-Западной ТЭЦ» был введен второй энергоблок ПГУ-450. Оба парогазовых энергоблока представляют собой однотипные дубль-блочные парогазовые установки с котлами-утилизаторами двух давлений. В состав одного энергоблока входят две газотурбинные установки ГТЭ-160 производства фирмы «Силовые машины», два вертикальных паровых котла-утилизатора П-90 производства фирмы «ЗИОМАР», и одной паровой турбины Т-125/150-7,7. Стоит отметить, хотя газотурбинная установка и котел-утилизатор произведены российскими компаниями, они не являются отечественными разработками. В частности, газотурбинная установка ГТЭ-160 производится фирмой «Силовые машины» без изменений по лицензии компании-разработчика Сименс. Паровой котел-утилизатор Пр-242/56-8,0/0,7-515/200 (П-90), произведенный фирмой «ЗиО-Подольск», разработан бельгийской фирмой «СМ1». Электрический КПД введенных энергоблоков находится на уровне 51%.

В 2005 г. на «Калининградской ТЭЦ-2» введен в эксплуатацию первый, и в 2010 г. второй энергоблок ПГУ-450. Введенные парогазовые энергоблоки принципиально повторяют реализованные ранее на «Северо-Западной ТЭЦ» энергоблоки, они также выполнены по дубль-блочной схеме с двухконтурными котлами-утилизаторами на базе газотурбинной установки ГТЭ-160. Состав оборудования первого и второго парогазовых энергоблоков «Калининской ТЭЦ-2» идентичен, и состоит

из двух газотурбинных установок ГТЭ-160, производства фирмы «Силовые машины», двух горизонтальных двухконтурных паровых котлов Пр-233/46-7,85/0,6-510/226 (П-96), производства фирмы «ЗиО-Подольск», и паровой турбины Т-150-7,7, производства фирмы «Силовые машины». Электрический КПД введенных энергоблоков находится на уровне 51%.

В 2007 г. состоялся пуск энергоблока №23 ПГУ-450, а в 2008 г. введен энергоблок №4 ПГУ-450 на ТЭЦ-27 «Мосэнерго». Парогазовые энергоблоки №3 и №4 идентичны друг другу и принципиально повторяют все введенные ранее дубль-блочные двухконтурные парогазовые энергоблоки на базе газотурбинной установки ГТЭ-160. В состав основного оборудования каждого блока входят две газотурбинные установки ГТЭ-160 производства фирмы «Силовые машины», два вертикальных паровых котла-утилизатора Пр-224/51-7,70/0,58-509/206 (П-107), разработанных «ИК «ЗИОМАР» и произведенных фирмой «ЗиО-Подольск», одна паровая турбина Т-125/150-7,4 производства фирмы «Силовые машины». Электрический КПД введенных энергоблоков находится на уровне 51%.

В 2008 г. состоялся пуск первого энергоблока, а в 2012 г. второго энергоблока ПГУ-325 на «Ивановских ПГУ». Парогазовые установки ПГУ-325 «Ивановских ПГУ», представляют собой однотипные дубль-блочные парогазовые энергоблоки. В состав основного оборудования входят котлы-утилизаторы двух давлений ПК-53 производства «ЗиО-Подольск», газовые турбины ГТЭ-110 производства «НПО «Сатурн», паровая турбина К-110-6,5 производства «Силовых машин». Данный энергоблок отличается от ранее введенных энергоблоков тем, что основан на газотурбинных установках, разработанных и производимых российской компанией. Энергоблоки ПГУ-325 имеют показатели эффективности, сравнимые с ранее введенным, на уровне 51%.

В 2008 г. введен в эксплуатацию энергоблок №1 ПГУ-450 на ТЭЦ-21 «Мосэнерго». Данный дубль-блочный двухконтурный парогазовый энергоблок идентичен, введенным на ТЭЦ-27 энергоблокам.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Теплов Борис Дмитриевич, 2017 год

/ - á

-j -i l — j l -

_ *тпту

f— —i *э i— -J ■—i i—

Таблица 5.1. Результаты расчета режимов ПГУ-420 при впрыске воды на вход компрессора.

^ ос '"НВ' 15 20 25 30 35 40

d % впр, /и 0 0,24 0,63 1,24 1,76 2,49

Л/ПТУ' МВт 134,5 134,2 134,8 131,6 128,1 121,1

Л/ГТУ' МВт 280 280,6 280 283,2 286,7 293,6

Л/ПГУ, МВт 414,8 414,8 414,9 414,8 414,9 414,8

^ПГУ' % 57,6 57,5 57,6 57,0 56,5 55,4

Л^ПГУ, МВт 0 5,2 13,8 27,2 38,6 54,7

Д^пгу , % 0,00 0,18 0,15 0,14 0,31 0,59

и 38,6 МВт (или 10,3 %) соответственно. При температуре наружного воздуха равной 35 °С впрыск воды на вход компрессора ГТУ в количестве ~ 1,8% от расхода сжимаемого в нем воздуха позволяет стабилизировать электрическую мощность ПГУ-420 на номинальном значении и повысить КПД на 0,3 %. При этом прирост мощности ГТУ составляет 33,5 МВт (или 13.3%), а прирост мощности паровой турбины - 5,1 МВт. Таким образом, увеличение мощности ПГУ определяется главным образом приростом мощности ГТУ при форсировании путем впрыска воды в её газовоздушный тракт. При повышений температуры наружного воздуха до 40 °С расход воды на впрыск увеличивается до 2,5 %. Максимальный расход впрыскиваемой перед компрессором воды определяется интенсивностью испарения капель в его проточной части и, согласно оценкам, составляет ~ 1,8 % от массового расхода воздуха [106-107]. Возможное его увеличение, как и прямой впрыск воды после компрессора, могут дополнительно повысить мощность, но без уменьшения работы сжатия воздуха в компрессоре и с некоторым снижением КПД ГТУ.

5.3 Повышение номинальной мощности ПГУ-420 путем сжигания перед котлом-утилизатором дополнительного топлива

Выработка дополнительной мощности на ПГУ с КУ для покрытия пиковых нагрузок возможна за счет сжигания дополнительного топлива в среде отработавших газов ГТУ. Эти газы имеют достаточно высокую температуру, а объемная концентрация кислорода в них составляет 13—16%. Их можно рассматривать в качестве достаточно активного окислителя в процессе горения. Сжигание топлива перед котлом-утилизатором позволяет повысить температуру продуктов сгорания на входе в КУ, увеличить количество генерируемого в КУ пара и мощность ПГУ. Условия сжигания дополнительного топлива в среде отработавших в ГТУ газов

Выхлопные газы ГТУ в значительной степени забалластированы инертными газами. В такой среде ухудшается полнота сгорания топлива и сужается область его устойчивого горения. Существует некая критическая точка, ниже которой горение топлива в потоке выхлопных газов ГТУ невозможно. По данным [110] при температуре газов в пределах 400-550°С и объемном содержании кислорода в окислителе (в потоке газов ГТУ) 13-19 % устойчивое горение возможно при избытке избытка воздуха акд = 4-5. При объемном содержании кислорода менее 15 % и температуре окислителя 100-150°С интервал устойчивой работы горелочного устройства резко сужается. Таким образом, при определенных условиях (О2 < 13-13,5% и температуре газа 1 газ < 100-150°С) в горелки камеры дожигания необходима подача дополнительного воздуха в зону рециркуляции. В тепловых схемах ПГУ с котлами -утилизаторами эксплуатация горелочных устройств камер дожигания возможна при О2 > 12-14% и акд > 2 [2].

Организация процесса сжигания топлива в потоке выхлопных газов ГТУ предъявляет достаточно жесткие требования к горелочным устройствам камеры дожигания, которые должны обеспечивать полноту сгорания топлива, устойчивое горение при высоких скоростях набегающего потока выхлопных газов ГТУ, надеж-

ное воспламенение топлива, создание равномерного температурного поля после горелок, их малое аэродинамическое сопротивление. Данным требованиям отвечают микрофакельные горелки, выгорание топлива в которых осуществляется в зоне рециркуляции за плохо обтекаемыми телами (рисунок 5.13) [2].

Эти горелки можно устанавливать в переходном газоходе, соединяющем диффузор ГТУ с котлом-утилизатором. Горение топлива при таком диф-фузионно-стабилизаторном способе сжигания природного газа осуществляется в камерах дожигания в турбулентном следе за стабилизатором. Для этого природный газ вводится в зону рециркуляции системой струй через специальный трубчатый коллектор или через отверстия в тыльной стороне стабилизатора. В таких горелках используются уголковые стабилизаторы, расположенные вертикально в одной

плоскости. Выхлопные газы ГТУ поступают в зону Рисунок 5.13. Фрагмент

диффузионно-стабилизатор- горения из обтекающего стабилизатор потока. Такой

ной горелки способ сжигания топлива отличается высокой ин-

тенсивностью процесса смесеобразования при малой длине факела по потоку. Режим горения рассматриваемого диффузионного факела близок к режиму турбулентного горения гомогенных смесей [2]. Важным показателем экономичности работы горелки является ее аэродинамическое сопротивление. В современных горе-лочных устройствах, предназначенных для дожигания дополнительного топлива, потери давления составляют порядка 0,15-0,25 кПа.

Горелочные устройства камеры дожигания размещают в газоходе рядами с одинаковыми промежутками, что обеспечивает равномерное температурное поле в процессе работы. В настоящее время в КУ современных ПГУ используются схемы с одноступенчатым и двухступенчатым сжиганием топлива в потоке выхлопных газов ГТУ. Применение камеры сжигания дополнительного топлива за диффузором газовой турбины (на входе в КУ, т.е. первая ступень дожигания) направлено на

выработку максимального количества пара необходимых параметров. Вторая ступень предназначена для отпуска тепловой энергии в виде горячей воды для теплофикации. Температура газов после КСДТ первой ступени не должна превышать 750°С во избежание повреждения поверхностей нагрева и корпуса котла. Горелоч-ные устройства перед котлом располагают так, чтобы исключить чрезмерное излучение на первые ряды труб. Расстояние от горелок до первого пакета поверхностей нагрева (пароперегревателя) должно быть не менее пяти метров для стабилизации температурных и скоростных параметров газового потока. Установка второй ступени КД связана с определенными ограничениями, обусловливающими компоновку поверхностей теплообмена в газоходе КУ. Прежде всего, это относится к температуре газов на входе во вторую КД, установленную перед газовым подогревателем сетевой воды -производители КУ не рекомендуют снижать её ниже 250°С для обеспечения полного выгорания топлива. Применение КД позволяет обеспечить высокую эффективность КУ при частичных нагрузках ГТУ и при различных температурах наружного воздуха, от которых существенно зависят параметры выхлопных газов газовой турбины. Использование КД особенно актуально в блоках электростанций высокоэффективных ГТД. Для таких энергетических машин характерна высокая температура выхлопных газов в номинальном режиме работы, что требует незначительного подогрева до оптимальной температуры перед КУ. При низких нагрузках ГТУ и отрицательной температуре воздуха максимальный подогрев выхлопных газов может осуществляться на 300°С. Следует отметить, что применение КД уменьшает температуру уходящих газов КУ, т.к. происходит перераспределение теплового потока между поверхностями нагрева КУ, увеличивается теплосъем парогенерерующих поверхностей КУ и, как следствие, дополнительная утилизация теплоты.

Одним из известных примеров использования КД для повышения температуры выхлопных газов является энергоблок системы Siemens парогазовой ТЭЦ города Гетеборг, где применяются несколько автономных кольцевых модулей с уголковыми стабилизаторами, каждый из которых имеет систему зажигания и два топ-

ливных контура. При такой конструкции КД трудно обеспечить подогрев выхлопных газов в широком диапазоне нагрузок, одновременно обеспечивая однородное температурное поле перед КУ. Каждый КУ рассчитан на сжигание природного газа в среде выхлопных газов ГТУ с повышением их температуры до 1000°С, вследствие чего трубные поверхности, находящиеся в непосредственной близости с КСДТ, выполнены в виде мембранных экранов с внешней изоляцией. Чтобы обеспечить высокую степень равномерности распределения потока газов по сечению КУ, за диффузором ГТУ установлена распределительная (перфорированная) панель [111].

Анализ влияние дожигания топлива на характеристики ПГУ-420

Расход продуктов сгорания на входе в КУ определяется, в первую очередь, расходом воздуха в камеру сгорания ГТУ, который регулируется положением ВНА компрессора. При снижении температуры наружного воздуха его расход через компрессор увеличивается. Мощность ПТУ, главным образом, определяется расходами пара в турбину, а паропроизводительность КУ зависит от значений температуры и расхода продуктов сгорания на входе в него. Разнонаправленное изменение указанных величин при изменении температуры наружного воздуха обуславливает практическое постоянство паропроизводительности КУ (рисунок 5.14) и мощности ПТУ (нижняя кривая на рисунок 5.15) в диапазоне температур наружного воздуха от -15 оС до +15 оС в случае, когда сжигание дополнительного топлива не происходит. Снижение мощности ПТУ при температурах tHB > +15 °С можно объяснить снижением КПД ПТУ в указанном диапазоне температур. Сжигание дополнительного топлива в среде выхлопных газов ГТУ позволяет повысить параметры, расходы пара, генерируемого в КУ, и мощность ПТУ. Паропроизводительность КУ (рисунок 5.14) и мощность паровой турбины (рисунок 5.15) возрастают при увеличении температуры газов за камерой дожигания. Снижение расхода выхлопных газов ГТУ с сохранением температуры продуктов сгорания на входе в КУ обуславливает при этих условиях снижение паропроизводительности КУ и мощности ПТУ при увеличении температуры наружного воздуха. Температура газов за камерой дожигания ограничивается значением, при котором уже невозможно поддержание

Рисунок 5.14-Зависимости расхода перегретого пара высокого, среднего и низкого давлений от температуры наружного воздуха при полностью открытом ВНА.

Рисунок 5.15-Зависимости мощности ГТУ 80Т5-4000Б и ПТУ от температуры наружного воздуха при полностью открытом ВНА.

температуры перегретого пара высокого и среднего давлений на предельно допустимом уровне по условиям прочности (^вд = ¿0сд < 560 °С). В случае, когда дожигание топлива не используется, при увеличении температуры наружного воздуха и, соответственно, температуры газов на выхлопе турбины, температура перегретого пара принимает большие значения (рисунок 5.16) и при увеличении температуры газов за камерой дожигания раньше достигает своего предельного значения. Из всего выше сказанного следует, что прирост мощности ПГУ за счет дожигания топлива больше при низких температурах наружного воздуха и меньше при их высоких значениях. Так при температуре за камерой дожигания 700 °С увеличение мощности паровой турбины и, соответственно, ПГУ в целом составляет 64,5 МВт при *;нв = -15 °С и 37,9 МВт при ¿нв = 30 °С .

г сг

'-ЕЕ'

Рисунок 5.16-Зависимости температуры перегретого пара контура высокого и среднего давлений КУ от температуры наружного воздуха при полном открытии

ВНА.

Увеличение количества дополнительного сжигаемого топлива снижает КПД ПГУ, который практически не зависит от температуры наружного воздуха. При температуре газов за камерой дожигания равной 700 °С снижение КПД ПГУ составляет 1,9-2% (рисунок 5.17). При увеличении количества дополнительно сжигаемого топлива КПД КУ и ПТУ принимают большие значения. Увеличение расхода генерируемого пара при сжигании дополнительного топлива сопровождается перераспределением теплового потока газов между поверхностями нагрева КУ в соответствии с тепловыми и массовыми балансами. В этом случае, увеличение расхода

Рисунок 5.17-Зависимости КПД ГТУ 80Т5-4000Б, ПТУ и ПГУ от температуры наружного воздуха при полном открытии ВНА.

пара происходит не только за счет подводимой при сжигании дополнительного топлива теплоты, но и благодаря дополнительной утилизации теплоты уходящих из КУ газов (£ДЖ > ^ух). Увеличение КПД ПТУ при сжигания дополнительного топлива происходит благодаря увеличению начальных параметров перегретого пара (температуры и давления), а также за счет увеличения доли расхода перегре-

того пара высокого и среднего давлений. Отсюда следует, что увеличение температуры газов за камерой дожигания при более низких температурах наружного воздуха сопровождается большим приростом КПД ПТУ. Так, например, при температуре за камерой дожигания tKA = 700 °С и температуре наружного воздуха tHB = -15 °С прирост КПД ПТУ составляет 1,8% , а при температуре наружного воздуха tHB = 30 С только 0,7% .Общее снижение КПД ПТУ при увеличении температуры tHB обусловлено происходящим при этом увеличением температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор паровой турбины и ухудшением в нем вакуума. Больший прирост КПД ПТУ обуславливает меньшее увеличение расхода топлива в камеру дожигания на выработку дополнительной мощности паровой турбиной.

На рисунке 5.18 показаны зависимости электрической мощности ПГУ-420, ГТУ и ПТ от температуры наружного воздуха при сжигании дополнительного топлива перед КУ. Результаты расчета режимов работы ПГУ-420 при сжигании дополнительного топлива перед КУ приведены в таблице 5.2.

450

N3, МВт

400

350

300

250

200

150 ■■---

100

/ ,ПГУ - .

-4- -Р

Впрыск воды на вход компрессора

э

\ - \ 1

— ÍT -4 i - _1 . -

Дожигание топлива перед КУ

\

__ —

„ПТУ i-- -- -- |

< VH

ч

10

15

20

25

30

35 40

t "Г

Рисунок 5.18- Изменение электрической мощности ПГУ-420 (Л/ЭПГУ), ГТУ (МЭГТУ) и ПТ (МЭПТУ) в зависимости от температуры наружного воздуха при впрыске воды на вход компрессора и дожигании топлива перед КУ.

Таблица 5.2. Результаты расчета режимов работы ПГУ-420 при сжигании дополнительного топлива перед КУ

t ос 15 20 25 30 35 40

Дед, КГ/С 0 0,23 0,62 1,23 1,72 2,39

t о 575 594 623 666 703 752

Л/ПТУ, МВт 135,4 138,8 146,7 155,3 161,7 168,7

Л/ГТУ, МВт 280 276 268 259,5 253,2 246,1

Л/ПГУ, МВт 414,8 414,8 414,7 414,8 414,9 414,7

^ПГУ, % 57,6 57,1 56,9 56 55 53,6

Л^ПГУ, МВт 0 5,2 13,6 27,3 38,7 54,7

Д^пгу , % 0,00 -0,17 -0,52 -0,93 -1,14 -1,24

При температуре наружного воздуха равной 35 °С дожигание топлива в количестве 1,72 кг/с позволяет стабилизировать электрическую мощность ПГУ-420 на номинальном значении. Мощность ПГУ в этом случае повышается путем форсирования парового контура за счет прямого подвода в него тепла топлива. Температура газов на входе в КУ повышается до -700 °С, а КПД ПГУ снижается на 1,14 %. При повышений температуры наружного воздуха до 40 °С температуры газов после камеры дожигания увеличивается до 752 °С. Однако, необходимость поддержания температуры перегретого пара на допустимом уровне за счет впрыскивающих пароохладителей и байпасирования с целью предотвращения перегрева металла пароперегревателей ограничивают максимальное значение температуры газов за камерой дожигания на уровне -700 °С и возможности повышения мощности ПГУ-420 таким способом при £нв >35 °С. Поскольку при дожигании топлива перед КУ повышение мощности ПГУ осуществляется за счет соответствующего увеличения мощности ПТ, вырабатываемой с меньшим соответствующего значения для ГТУ термодинамическим КПД, дожигание топлива всегда сопровождается снижением КПД ПГУ данного типа. Таким образом, затраты топлива на выработку до-

полнительной мощности при её форсировании за счет впрыска воды в воздухоза-борный тракт ГТУ всегда ниже соответствующих затрат при дожигании топлива перед КУ.

5.4 Выводы по главе

1. Выполнен анализ существующих способов повышения технологического максимума нагрузки ПГУ при высоких температурах наружного воздуха. Предложены мероприятия по расширению регулировочного диапазона нагрузок ПГУ.

2. Проведено расчетное исследование влияния ввода воды в воздухозаборный тракт на характеристики и параметры ГТУ и ПГУ-420, выполнена оценка эффективности его применения. Показано, что при ^>20 0С и фнв>60 % применение испарительного охлаждения воздуха перед фильтрами КВОУ не позволяет стабилизировать электрическую мощность ПГУ. При температуре наружного воздуха равной 35 °С впрыск воды на вход компрессора ГТУ в количестве -1,8% от расхода сжимаемого в нем воздуха позволяет стабилизировать электрическую мощность ПГУ-420 на номинальном значении и повысить КПД на 0,3 %.

3. Выполнено расчетное исследование влияния сжигания перед котлом-утилизатором дополнительного топлива на характеристики и параметры ПГУ-420, выполнена оценка эффективности его применения. Показано, что дожигание топлива для условий ПГУ-420 всегда сопровождается снижением КПД ПГУ данного типа. При температуре наружного воздуха равной 35 °С дожигание топлива в количестве 1,72 кг/с позволяет стабилизировать электрическую мощность ПГУ-420 на номинальном значении, при этом КПД ПГУ снижается на 1,14 %. Значение температуры газов за камерой дожигания при этом составит -700 °С.

ВЫВОДЫ ПО ДИСССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЕ

1. Разработаны методика и алгоритм расчета статических режимов работы ПГУ-КЭС с КУ с использованием экспериментальных характеристик компрессора и газовой турбины, позволяющие определить интегральные показатели ПГУ и её оборудования (мощность, КПД), а также внутренние параметры ГТУ (приведенные расходы и КПД турбомашин) при различных нагрузках, температурах наружного воздуха и уставках по регулируемым параметрам АСУТП.

2. На основе экспериментального исследования, изучены режимы работы и характеристики энергоблока ПГУ-420Т ТЭЦ-16 (филиал ПАО "Мосэнерго"), получено полное представление о параметрах и показателях его основного оборудования, а также характерных закономерностях их изменений в широком диапазоне нагрузок и температур наружного воздуха. При температуре наружного воздуха 24°С электрические мощности ГТУ и ПГУ составляют 266 и 400 МВт соответственно, при понижении этой температуры до -12°С мощность ГТУ повышается до 302 МВт, мощность ПГУ - до 436,8 МВт, КПД ГТУ при этом увеличивается от 38.8 до 39.8%, а КПД ПГУ изменяется - от 56,8 до 57,7%. Указанное снижение температуры наружного воздуха приводит к увеличению расхода воздуха на входе в компрессор с 647 до 727 кг/с, температура газов в турбине при этом монотонно и линейно снижается от 1250 до 1200°С на входе и от 584 до 548°С на выходе. При меньших значениях температуры наружного воздуха мощность ГТУ поддерживается постоянной путем прикрытия ВНА компрессора. При уменьшении электрической мощности ГТУ до значений 100-110 МВт (МЭ ПГУ=180-193 МВт), соответствующих полному прикрытию ВНА компрессора, температура газов перед турбиной снижается до 1050-1100°С, массовый расход воздуха, сжимаемого в компрессоре -до 400 кг/с, КПД ГТУ - до 28.2-29.2%, соответствующее значение КПД ПГУ - 51,552,4%. В этом диапазоне нагрузок температуры, отработавших в ГТУ газов, и перегретого пара, генерируемого в КУ при его работе на скользящем давлении, остаются практически постоянными, а его расход и давление снижаются с уменьшением нагрузки.

3. Выполненные на основе разработанной модели ПГУ-420 расчеты показали, что ограничения технологического минимума нагрузки связаны, прежде всего, с резким увеличением концентраций КОх и СО в продуктах горения при снижении нагрузки ГТУ после полного прикрытия ВНА компрессора. Исходя из этих предпосылок получены аналитические зависимости для технологического максимума, минимума и регулировочного диапазона нагрузки ПГУ от температуры наружного воздуха. В диапазоне температур наружного воздуха от -20 до -45 °С технологический минимум нагрузки ПГУ составляет 197,5 МВт (48% номинальной мощности), максимальная электрическая мощность ПГУ - 436,8 МВт. При увеличении температуры воздуха перед компрессом до 40 °С технологический минимум нагрузки снижается до 141 МВт (34 % номинальной мощности), а максимальная мощность - до 368 МВт.

4. Проведенный расчетный анализ снижения технологического минимума нагрузки за счет использования подогрева воздуха перед компрессором ГТУ и углубления регулирования расхода воздуха с помощью ВНА компрессора показал, что снижение нагрузки ГТУ в этом случае сопровождается увеличением температуры отработавших газов, максимально допустимое значение которой согласно инструкции по эксплуатации составляет - 600 °С и ограничивает возможности снижения технологического минимума нагрузки ПГУ. Возможности снижения технологического минимума нагрузки в диапазоне температур наружного воздуха от -15 до -45 °С за счет использования системы его предварительного подогрева ограничиваются тепловой мощностью воздухоподогревателя, максимальный подогрев воздуха в котором составляет - 50-55°С. В указанном диапазоне температур наружного воздуха перезакрытие ВНА компрессора при поддержании начальной температуры газов позволяет снизить технологический минимум нагрузки ПГУ на 59,2 МВт до 138,3 МВт (32 % номинальной мощности), при поддержании коэффициента избытка воздуха - на 92,1 до 105,4 МВт (21 % номинальной мощности). При более высоких значениях наружной температуры снижение технологического минимума нагрузки за счет перезакрытия ВНА возможно, но в меньшей степени. При £НВ >

-15 °С подогрев воздуха перед компрессором до 40 °С позволяет снизить технологический минимум нагрузки ПГУ до 141 МВт (34% номинальной мощности).

5. Показано, что в летний период во время ночного провала графика электрической нагрузки цена электроэнергии на РСВ может оказаться ниже себестоимости её производства, а максимальные потери маржинальной прибыли могут достигать 150 тыс. руб. в час. Более глубокая разгрузка ПГУ за счет углубления регулирования расхода воздуха с помощью ВНА компрессора позволяет уменьшить потери маржинальной прибыли на 37.4 тыс. руб. в час.

6. Расчетное исследование влияния ввода воды в воздухозаборный тракт ГТУ на характеристики ПГУ показало, что при температуре наружного воздуха равной 35 °С впрыск воды перед компрессором ГТУ в количестве ~ 1,8% от расхода сжимаемого в нем воздуха позволяет стабилизировать электрическую мощность ПГУ на номинальном значении и повысить её КПД на 0,3 %. Возможное увеличение расхода впрыскиваемой воды, как и прямой впрыск воды после компрессора, могут дополнительно повысить мощность, но без уменьшения работы сжатия воздуха в компрессоре и с некоторым снижением КПД ГТУ. В этих условиях дожигание топлива в количестве 1,7 кг/с приводит к снижению КПД ПГУ на 1,14 %. Поскольку при дожигании топлива перед КУ повышение мощности ПГУ осуществляется за счет увеличения мощности ПТ, вырабатываемой с меньшим соответствующего значения для ГТУ термодинамическим КПД, дожигание топлива всегда сопровождается снижением КПД для ПГУ данного типа.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ СОКРАЩЕНИЙ

ТЭС - тепловая электрическая станция ПГУ - парогазовая установка

ПГУ-КЭС - парогазовая установка конденсационного типа

ГТУ - газотурбинная установка

ГТД - газотурбинный двигатель

ПТУ - паротурбинная установка

ПТ - паровая турбина

ЦВД - цилиндр высокого давления паротурбинной установки

ЦНД - цилиндр низкого давления паротурбинной установки

ЦСД - цилиндр среднего давления паротурбинной установки

ВНА - входной направляющий аппарат

КВОУ - комплексное воздухоочистительное устройство

АОС - антиобледенительная система

КС - камера сгорания

АСУТП - автоматизированная система управления

КПД - коэффициент полезного действия

ОРЭМ - оптовый рынок электроэнергии и мощности

БР - балансирующий рынок

РСВ - рынок на сутки вперед

РД - регулируемые договоры

ISO - международная организация стандартов

КУ - котел-утилизатор

Д - деаэратор питательной воды

КН - конденсатный насос

БНД (БСД, БВД) - барабан низкого (среднего, высокого) давления котла-утилизатора

ВД - высокое давление

НД - низкое давление

ГПК - газовый подогреватель конденсата

ПЕ - пароперегревательная поверхность котла-утилизатора

ПН - питательный насос

ПП - промежуточный перегрев пара

СД - среднее давление

СН - собственные нужды установки

РН - насос рециркуляции

ЭК - экономайзерная поверхность котла-утилизатора КД - камера дожигания

Список литературы

1. Основные положения энергетической стратегии России на период до 2020 года.-М.: Минэнерго РФ.-2001.

2. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Е. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электрических станций. - М.: Издательство МЭИ.-2002.

3. Трухний А.Д. Парогазовые установки электростанций: учеб. пособие для вузов.-М.: Издательский дом МЭИ.-2013.

4. Буров В.Д. Тепловые электрические станции.- М.: Издательский дом МЭИ.-2009.

5. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Е. Газотурбинные энергетические установки.-М.: Издательский дом МЭИ.- 2011.

6. Ольховский Г.Г. Перспективные газотурбинные и парогазовые установки для энергетики (обзор). // Теплоэнергетика.- 2013.- №2.- с. 3-12.

7. Ольховский Г.Г. Первые результаты испытаний мощных энергетических ГТУ.// Теплоэнергетика.- 2014.- №1-с. 6-13.

8. General Electric. Advanced technology combined cycles.// GE Power Systems Report, GER-3936A (05/01).-2001.

9. Eberhard Deuker. SGT5-4000F Gas Turbine and Combined Cycle Power Plant Evolution reflecting the changing Market Requirements.// Siemens AG, Energy Sector Message.- 2012.

10. Christoph Ruchti. Combined Cycle Power Plants as ideal solution to balance grid fluctuations.// Kraftwerkstechnisches Kolloquium TU Dresden.- 2011.

11. Аракелян Э.К., Старшинов В. А. Повышение экономичности и маневренности оборудования тепловых электростанций .М.: Изд-во МЭИ.- 1993.

12. Технические требования к маневренности энергетических парогазовых установок блочных тепловых электростанций. //Стандарт РАО "ЕЭС России" СО 34.30.741-96.

13. Нормы участия парогазовых установок в нормированном первичном регулировании частоты и автоматическом вторичном регулировании частоты перетоков и

активной мощности. //Стандарт Организации ОАО «СО ЕЭС» СТО 59012820.27.100.004-2012.

14. Ольховский Г.Г., Радин Ю.А. Расширение регулировочного диапазона парогазовых установок ПГУ-450.// Тепловые электрические станции.- 2015.-№3.- с.2-9.

15. Ольховский Г.Г. Показатели готовности ГТУ и ПГУ, работающих в базовом режиме. //Теплоэнергетика.- 1999.- № 7.

16. Березинец П.А., Васильев М.К., Ольховский Г.Г. Бинарные ПГУ на базе газотурбинной установки средней мощности.// Теплоэнергетика.- 1999.- №9.

17. Ольховский Г.Г. Тепловые испытания мощных энергетических ГТУ. //М.: Издательский дом "Фолиум". - 2015.

18. Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки в России.// Теплоэнергетика.- 1999.- № 7.

19. Чернецкий Н.С., Ольховский Г.Г., Березинец П.А. и др. Парогазовая установка мощностью 750 МВт утилизационного типа на природном газе.// Теплоэнергетика.-1979.- №11.- С. 6-10.

20. Чернецкий Н.С., Ольховский Г.Г., Березинец П.А. и др. Парогазовая установка мощностью 800 МВт для ГРЭС на природной газе.// Теплоэнергетика.- 1985.- №9.-С.12-18.

21. Дьяков А.Ф., Березинец П.А., Васильев М.К. Гинсбург Г.В., Грибов В.Б и другие. Теплофикационная парогазовая установка Северо-Западной ТЭЦ.// Электрические станции.-1996.- №7.- С.11.

22. Березинец П.А., Ольховский Г.Г. Техническое перевооружение газомазутных ТЭС с использованием газотурбинных и парогазовых технологий.// Теплоэнергетика.- 2001.- №6.- С.11-20.

23. Березинец П.А., Ольховский Г.Г. Техническое перевооружение газомазутных ТЭС с использованием газотурбинных и парогазовых технологий.// Сборник докладов «Эффективное оборудование и новые технологии в Российскую тепловую энергетику».- М.: ВТИ.-2001.- С. 77-88.

24. Дьяков А.Ф., Березинец П.А., Грибов В.Б., Комисарчик Т.Н., Костюк Р.И., Пис-ковацков И.Н. Теплофикационная парогазовая установка Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга. Статические характеристики. // Электрические станции.- 1996.-№12.- С. 19-16.

25. Березинец П.А, Крашенинников В.Г., Костюк Р.И. Динамические характеристики парогазовой установки Северо-Западной ТЭЦ Санкт -Петербурга.// Электрические станции.- 2001.-№7.- С.5-11.

26. Ольховский Г.Г., Чернецкий Н.С., Березинец П.А и др. Модернизация энергетических блоков путем их надстройки газовыми турбинами.// Электрические станции.- 1991.- №7.-С. 9-13.

27. Ольховский Г.Г., Сучков С.И. и др. Разработка отечественной ПГУ с газификацией угля. // Теплоэнергетика.-2010.- №2.- С.19-25.

28. Радин Ю.А., Давыдов А.В., Малахов С.В., Голубничий В.А., Першин Д.И. Опытное определение технико-экономических показателей блоков ПГУ-39 Сочинской ТЭС.// Электрические Станции.-2006.

29. Костюк Р.И., Писковацков И.Н., Чугин А.В., Коцюк Н.Н., Радин Ю.А., Березинец П.А Некоторые особенности режимов эксплуатации головного энергоблока ПГУ-450Т.// Теплоэнергетика.- 2002.- № 9.- с.6-11.

30. Паншина О.Б., Радин Ю.А.Анализ допустимых скоростей повышения давления пара в барабанах ВД КУ на основе математического моделирования. // Электрические Станции.- 2006.- №6.- с.10-14.

31. Радин Ю.А., Конторович Т.С., Давыдов А.В. Анализ допустимых скоростей нарастания давления в барабанах КУ при пусках и остановах энергоблока ПГУ-450Т. //Теплоэнергетика.- 2004.- №9.- с.18-25.

32. Радин Ю.А., Давыдов А.В. Опыт освоения парогазовых энергоблоков ПГУ-450Т. //Электрические станции.- 2009.- №9.- с.22-26.

33. Радин, Ю.А. Освоение первых отечественных бинарных парогазовых установок. //Теплоэнергетика.- 2006.- №7.- С. 4-13.

34. Радин Ю.А. Исследование и улучшение маневренности парогазовых установок. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. М., 2013.

35. Радин. Ю.А. О подключении второго котла-утилизатора к работающему первому в условиях тепловых схем ПГУ с двумя ГТУ и одной паровой турбиной. //Электрические станции.- 2006.- № 2.- С. 11-17.

36. Невзгодин, В.С., Радин Ю.А. Алгоритмические основы автоматизации пуска парогазовых установок большой мощности. // Теплоэнергетика.- 2007.- № 10.- С. 46-51.

37. Давыдов, А.В., Радин Ю.А. Проект ПГУ-230 для ТЭС Геллер.// Электрические станции.- 2010.- № 4.- С. 14-22.

38. Радин, Ю.А., Давыдов, А.В. Определение допустимого регулировочного диапазона нагрузок энергоблока ПГУ-450Т при работе в конденсационном режиме. // Теплоэнергетика.- 2004.- № 5.-С. 47-52.

39. Давыдов А.В., Радин Ю.А. Модельные исследования возможности участия ПГУ в регулировании частоты и перетоков мощности в ЕЭС России.// Теплоэнергетика.- 2009.- № 10.- С. 11-16.

40. Радин, Ю.А. Особенности эксплуатационных режимов парогазовой установки ПГУ-230Т Минской ТЭЦ.// Электрические станции.- 2010.- № 3.- С. 20-28.

41. Лисянский А.С., Радин Ю.А. Опыт эксплуатации паровой турбины Т-150-7,7 ЛМЗ в условиях тепловой схемы ПГУ-450.// Электрические станции.- 2005.- № 10 .С. 56-61.

42. Радин, Ю.А. Особенности создания и эксплуатации паровых турбин для парогазовых установок.// Теплоэнергетика.- 2010.- № 9.- С. 7-11.

43. Березинец, П.А., Радин Ю.А. Создание и освоение отечественной теплофикационной парогазовой установки.// Теплоэнергетика.-2011.- № 6.- с. 4-11.

44. Невзгодин, В.С., Радин Ю.А. Результаты внедрения системы автоматического пуска котлов-утилизаторов блока ПГУ-450 ЗАО «Северо-Западная ТЭЦ».// Электрические станции.- 2003.- № 5.- с. 8-12.

45. Радин Ю.А., Давыдов А.В. Критические элементы пароводяного тракта ПГУ, ограничивающие маневренность энергоблока.// Электрические станции.- 2006.- № 6.- с. 2-6.

46. Радин Ю.А. Особенности прогрева паропроводов высокого давления перед паровой турбиной энергоблока ПГУ-80 Сочинской ТЭС.// Энергетик.- 2010.- № 9.- с. 40-42.

47. Радин Ю.А. Влияние элементов котла-утилизатора П-88 энергоблока ПГУ-325 на продолжительность пусковых режимов.// Теплоэнергетика.- 2011.- № 9.- с. 2-7.

48. Радин Ю.А. Использование принципа эквивалентной наработки для оценки надежности оборудования ПГУ. // Электрические станции.- 2012.- № 1.- с. 16-18.

49. Радин Ю.А. Основные показатели ПГУ-450Т при эксплуатации в теплофикационном режиме. // Электрические станции. -2011.- № 12.-с. 25-30.

50. Радин Ю.А. Технико-экономические показатели и характеристики маневренности дубль-блока ПГУ-80 и моноблоков ПГУ-39 Сочинской ТЭС. // Электрические станции.- 2011.- № 4.- с. 11-15.

51. Радин Ю.А., Давыдов А.В. Математическое моделирование пусковых режимов энергоблока ПГУ-450 Калининградской ТЭЦ-2. // Теплоэнергетика.- 2005.- № 10.-с. 61-64.

52. Радин Ю.А. Влияние типа парораспределения паровых турбин ПГУ на эффективность их эксплуатации. // Теплоэнергетика.- 2012.- № 9.- с. 58-62.

53. Радин Ю.А. Расхолаживание паровой турбины и паропроводов парогазовой установки. //Надежность и безопасность энергетики.- 2012.- № 1 (16).- с. 72-75.

54. Богачев, А.Ф., Радин, Ю.А. Особенности эксплуатации и повреждаемость котлов-утилизаторов бинарных парогазовых установок.-М.: Энергоатомиздат.- 2008.231 с.

55. Рабенко В.С. Будаков И.В. Неуймин В.М. Об особенностях эксплуатации энергоблоков ПГУ в климатических условиях регионов России. // Энергосбережение и водоподготовка.- 2010.- №6 (68).- С.9-14.

56. Будаков И.В., Неуймин В.М. Показатели переменных режимов бинарной парогазовой установки. Новые подходы к расчёту. Надёжность и безопасность энергетики 2011 №4 (15).

57. Будаков И.В. Исследование и совершенствование режимов эксплуатации ПГУ-325. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук.-Москва.- 2012.

58. Радин Ю.А., Румянцев С.В., Ленев С.Н. Особенности ПГУ с газовыми турбинами серии F в системе ПАО «Мосэнерго».// Тезисы докладов LXII научно-технической сессии по проблемам газовых турбин и парогазовых установок.- М.: ОАО "ВТИ"- 2016.

59. Обуваев А.С. Разработка и исследование аналитической модели ПГУ-450Т. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук.- Москва.-2011.

60. Сахаров В.К. Выбор оптимальных режимом энергоблоков ПГУ при участии их в регулировании мощности энергосистемы. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук.- Москва.- 2013.

61. Хуршудян С.Р. Оптимизация режимов ПГУ при участии ее в регулировании мощности и частоты в энергосистеме (на примере ПГУ-450). Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук.- Москва.- 2014.

62. Коршикова А.А. Выбор оптимальных параметров, схемы и режимов работы дубль-блочной ПГУ с цель максимального расширения её регулировочного диапазона (применительно к ПГУ-450Т). Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук.- Москва,- 2015.

63. Бурцев С.Ю. Совершенствование структуры и оптимизация режимных параметров автоматической системы управления мощностью ПГУ при её участии в регулировании частоты и мощности в энергосистеме. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук.- Москва.- 2016.

64. Аракелян. Э.К., Болонов В.О. Выбор оптимальных режимов работы бинарных ПГУ на пониженных нагрузках. // Новое в российской электроэнергетике.- 2011.-№11.- с.5-14.

65. Аракелян. Э.К., Сахаров К.В. Исследование температурного состояния ступеней ЦВД паровой турбины Т-125/150 ПГУ-450 при работе в малопаровом режиме. // Новое в российской электроэнергетике.- 2013.- №1.- с.5-18.

66. Аракелян. Э.К., Хуршудян С.Р. Выбор оптимальных режимов газовых турбин 6ПГУ-450Т при работе ПГУ на пониженных нагрузках. // Новое в российской электроэнергетике.- 2013.- №7.- с.5-15.

67. Аракелян Э.К. Методические положения учета особенностей ПГУ при оптимальном распределении тепловой и электрической нагрузки на ТЭЦ со сложным составом оборудования. // Теплоэнергетика.- 2015.- №5.- с.27-32.

68. Бурцев С.Ю., Аракелян Э.К. Анализ влияния температуры наружного воздуха на динамические характеристики ПГУ-450. // Энергосбережение и водоподго-товка.- 2015.-№6.- с.11-22.

69. Аракелян Э.К., Хуршудян С.Р., Бурцев С.Ю. Способы расширения регулировочного диапазона ПГУ-450 и их сравнительная оценка по экономичности. // Энергосбережение и водоподготовка.- 2014.-№2.- с.45-50.

70. Бурцев С.Ю., Аракелян Э.К. Влияние параметров окружающей среды на систему автоматического управления мощностью ПГУ за счет привлечения паровой турбины. // Новое в российской электроэнергетике.- 2015.- №12.- с.16-28.

71. Аракелян Э.К., Хуршудян С.Р., Коршикова А.А. Эффективность применения дополнительной камеры сгорания низкого давления для совершенствования режимов энергоблока ПГУ-450 на пониженных нагрузках.// Вестник МЭИ.- 2013.-№3.-с.32-37.

72. Аракелян Э.К., Коршикова А.А. Выбор оптимальных параметров ПГУ-450 при регулировании температуры пара высокого давления в дополнитеольном котле. // Энергосбережение и водоподготовка. -2014.-№5.- с.42-48.

73. Девянин А.В. Оптимизация параметров тепловых схем трехконтурных парогазовых установок. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук.- Москва.- 2009.

74. Сигидов Я.Ю. Оптимизация структуры и параметров тепловых схем конденсационных парогазовых установок с котами-утилизаторами трех давлений. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук.- Москва.- 2006.

75. Сойко Г.В. Технико-экономическая оптимизация параметров тепловых схем трехконтурных парогазовых установок для условий России. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук.- Москва.- 2013.

76. Трухний А.Д., Михайлов И.А. Выбор профиля маневренных парогазовых установок для новых электростанций России. //Теплоэнергетика.- 2006.-№6.

77. Трухний А.Д., Макаров А.А., Клименко В.В. Основы современной энергетики. - М. : Издательство МЭИ.- 2003.- Т. 1.

78. Трухний А.Д. Исследование работы ПГУ утилизационного типа при частичных нагрузках// Теплоэнергетика. -1999. -№3.

79. Сигидов Я.Ю., Буров В.Д. Анализ и оптимизация структуры и параметров тепловых схем конденсационных ПГУ с котлами-утилизаторами трех давлений. //Энергосбережение и водоподготовка.- 2006.-№1.-с. 31-36.

80. Девянин А.В., Буров В.Д., Цанев С.В. Оптимизация параметров тепловых схем конденсационных и теплофикационных ПГУ с котлами-утилизаторами трех давлений. // Энергосбережение и водоподготовка.- 2009.-№1.- с.23-37.

81. Мельников Ю.В. Совершенствование выбора тепловых схем и параметров од-ноцелевых утилизационных парогазовых установок. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. -Иваново.- 2009.

82. Мошкарин А.В., Ю.В. Мельников. О влиянии характеристик газовых турбин на паказатели работы мощных парогазовых блоков в переменных режимах // Энергосбережение и водоподготовка. - 2007. - №4. - С. 32-35.

83. Мошкарин А.В., Мельников и др. Оптимизация давлений в утилизационной ПГУ двух давлений с учетом технических ограничений.// Вестник Ивановского государственного энергетического университета. -2008. - №2. - С.23-26.

84. Мошкарин А.В., Мельников, Ю.В. Анализ показателей ПГУ-325 на частичных нагрузках. // Вестник ИГЭУ.- 2009.- №2.

85. Мошкарин А.В., Мельников Ю.В. Оценка показателей работы мощных одноце-левых парогазовых и паросиловых энергоблоков на частичных нагрузках. // Вестник ИГЭУ.- 2007.- № 2.- с. 3-6.

86. Мельников Ю.В., Мошкарин А.В., Шелыгин Б.Л. Анализ характеристик энергоблока ПГУ-400 на частичных нагрузках. // Газотурбинные технологии. -2008.-№ 9.-с.2-6.

87. Давыдов А.В. Исследование режимов бинарных ПГУ с целью повышения маневренности. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук.- Москва.- 2009.

88. Пат. 2536458 Российская Федерация, МПК F02C9/00. Способ уменьшения мощности маневренной энергетической газотурбинной установки ниже регулировочного предела. Ольховский Г.Г., Трушечкин В.П., Гладких И.И.; ОАО "ВТИ"-2013142210/06; заявл. 17.09.2013; опубл. 27.12.2014 Бюл. №36.

89. Буров В.Д., Дудолин А.А. Современные программные комплексы при разработке и проектировании ТЭС. //Труды международной научно-методической конференции "Информатизация инженерного образования". М.: Изд-во МЭИ.- 2014.

90. Трухний А.Д., Петрунин С.П. «Расчет тепловых схем парогазовых установок утилизационного типа». М.: Изд-во МЭИ,.- 2001. - 24 с.

91. Ольховский Г.Г., Трушечкин В.П., Чадовская И.И. Построение универсальной характеристики компрессора по результатам тепловых испытаний ГТУ и её использование при расчете переменных режимов. // Теплоэнергетика.- 2010.- №9.

92. С. Л. Ривкин. Термодинамические свойства воздуха и продуктов сгорания топ-лив. Справочник. М.: Энергоатомиздат.- 1984.

93. Ольховский Г.Г. Тепловые испытания стационарных газотурбинных установок. М.: Энергия.- 1971.

94. ГОСТ Р 55798-2013 (ISO 2314:2009). Установки газотурбинные. Методы испытаний. Приемочные испытания.

95. Теплов Б.Д., Радин Ю.А., Филин А.А., Руденко Д.В. Тепловые испытания газотурбинной установки SGT5-4000F энергоблока ПГУ-420Т ТЭЦ-16 Мосэнерго. // Теплоэнергетика. - 2016.-№8.

96. Теплов Б.Д. Результаты испытаний газотурбинной установки SGT5-4000F энергоблока ПГУ-420 ТЭЦ-16 филиала ОАО «Мосэнерго».//Тезисы докладов LXII

научно-технической сессии по проблемам газовых турбин и парогазовых установок. М.: ОAО "ВТИ"- 2015.

97. Теплов Б.Д., Буров В.Д. Разработка программы расчета переменного режима ГТУ. // Труды межд. научно-методической конференции "Информатизация инженерного образования". М.: МЭИ.- 2014.

98. Теплов Б.Д., Буров В.Д. Свидетельство о Государственной регистрации программы для ЭВМ № 2015617281.

99. Aлександров A.A., Григорьев БА. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: справочник.- М.: Изд-во МЭИю- 1999.

100. Щегляев A3. Паровые турбины. М.: Энергоатомиздат.-1993.

101. суслов A.A. Aнализ возможности работы блоков ПГУ в пиковом режиме. // Материалы юбилейной международной научно-технической конференции " Перспективы развития новых технологий в энергетике России". М. : ОAО "ВТИ".- 2016.

102. Коваль ВА., Михайлов В.Е., Романов В.В., Ковалева E.A. Особенности рабочих процессов в газотурбинных и парогазовых энергетических установках и их элементах. -Харьков: Издательство Иванчнко И.с.- 2013.

103. Мясников H.K Выбор оптимальных способов повышения мощности ГТУ в летний период. // Материалы юбилейной международной научно-технической конференции " Перспективы развития новых технологий в энергетике России". М.: ОAО "ВТИ".- 2016.

104. Пименов A.A. Оценка эффективности внедрения системы охлаждения циклового воздуха в КВОУ ПГУ-420 ТЭЦ-26 в летний период.// Тезисы докладов LXII научно-технической сессии по проблемам газовых турбин и парогазовых установок. М.: ОAО "ВТИ".- 2015.

105. Petra Michaike, Thomas Schmuck. Powerful Products for the enhanced flexibility of gas turbines. // POWER-GEN Europe 2012.- Cologne, Germany.-2012.

106. Jan Dirk Beiler, Peter Trauner. High efficient peak power on demand.// POWERGEN Middle East.- Qatar, Doha.- 2012.

107. Jan Dirk Beiler, Peter Trauner. High efficient peak power on demand. // POWERGEN Asia 2011 .-Malaysia, Kuala Lumpyr.- 2011.

108. Середа С.О., Гельмедов Ф.Ш., Сачкова Н.Г. Расчетные оценки изменения характеристик многоступенчатого осевого компрессора под влиянием испарения воды в его проточной части.// Теплоэнергетика.- № 11.- 2004.

109. Середа С.О., Гельмедов Ф.Ш., Мунтянов И.Г. Экспериментальное исследование влияния впрыска воды во входной канал многоступенчатого осевого компрессора на его характеристики.// Теплоэнергетика.- №5.- 2004.

110. А.Д. Горбаненко, В.В. Морозов, А.Г. Тумановский. Горелочные устройства для котла-утилизатора ПГ-800. // Теплоэнергетика. - 1989. - № 5.

111. А.В. Гущин, В.Е. Торжков Парогазовая ТЭЦ Siemens для города Гетеборг (Швеция). // Турбины и дизели (сентябрь -октябрь).- 2007. - С.16-21.

Приложение А Результаты расчета ГТУ 8СТ5-4000Г энергоблока ПГУ-420Т ТЭЦ 16

ГТУ SGT5-4000F Ед.изм расчет отчет погреш. расчет отчет погреш.

Номер режима в отчете 1 2

Низшая теплота сгорания кДж/кг 47655 47665 0,000 47655,1 47665,1 0,000

Угол установки ВНА % 66,491 66,491 0,000 7,7277 7,72777 0,000

Частота вращения об/мин 3000 3000,5 0,000 3000 3000,05 0,000

Барометрическое давление кПа 97,793 97,793 0,000 97,3006 97,3006 0,000

Температура воздуха на входе в компрессор °С 3,2374 3,2374 0,000 1,8959 1,89598 0,000

Давление воздуха на входе в компрессор кПа 97,509 97,534 0,000 97,1333 97,1483 0,000

Давление воздуха на выходе из компрессора кПа 1614,6 1610,1 -0,003 1097,98 1087,2 -0,010

Степень сжатия компрессора - 16,559 16,509 -0,003 11,3038 11,1911 -0,010

КПД компрессора % 86,401 86,569 0,002 78,2912 78,1567 -0,002

Приведенный расход компрессора - 0,94 0,9374 -0,003 0,65996 0,65345 -0,010

Приведенная частота вращения компрессора - 1,0106 1,0107 0,000 1,01302 1,01303 0,000

Температура газа на входе в турбину °С 1188,5 1192 0,003 1091,32 1086,16 -0,005

Температура газа на выходе из турбину °С 563,95 563,99 0,000 569,553 569,602 0,000

Давление газа на входе в турбину кПа 1558,1 1555,7 -0,002 1059,55 1049,91 -0,009

Давление газа на выходе из турбину кПа 100,11 100,09 0,000 98,4008 98,4414 0,000

Степень расширения турбины - 15,564 15,544 -0,001 10,7677 10,6654 -0,010

КПД турбины % 89,154 89,236 0,001 88,0316 87,5163 -0,006

Коэффициент нагрузки и/Со - 0,5067 0,5106 0,008 0,55384 0,56045 0,012

Приведенный расход на входе в турбину - 1,0446 1,0477 0,003 1,03869 1,03747 -0,001

Расход топлива кг/с 13,456 13,483 0,002 8,58946 8,44032 -0,018

Мощность ГТУ с учетом электрических потерь МВт 243,15 245,04 0,008 127,816 123,522 -0,035

КПД ГТУ % 37,883 38,13 0,006 31,2014 30,7032 -0,016

Температура наружного воздуха °С 3,2374 3,2374 0,000 1,8959 1,89598 0,000

Разряжение на входе в компрессор кПа 0,2551 0,2586 0,013 0,14912 0,15222 0,020

Сопротивление выхлопного тракта турбины кПа 2,3191 2,2962 -0,010 1,1006 1,14086 0,035

Расход воздуха на входе в компрессор кг/с 630,07 630,17 0,000 441,754 438,124 -0,008

ГТУ SGT5-4000F Ед.изм расчет отчет погреш. расчет отчет погреш.

Номер режима в отчете 3 4

Низшая теплота сгорания кДж/кг 47655,1 47665,1 0,000 47655,1 47657,4 0,000

Угол установки ВНА % 6,5467 6,54672 0,000 99,99 99,9902 0,000

Частота вращения об/мин 3000 3000,19 0,000 3000 3000,32 0,000

Барометрическое давление кПа 98,543 98,543 0,000 97,1075 97,1076 0,000

Температура воздуха на входе в компрессор °С 3,25124 3,25124 0,000 4,94254 4,94254 0,000

Давление воздуха на входе в компрессор кПа 98,3802 98,4012 0,000 96,8036 96,7951 0,000

Давление воздуха на выходе из компрессора кПа 1096,703 1087,13 -0,009 1822,725 1805,48 -0,010

Степень сжатия компрессора - 11,1476 11,0479 -0,009 18,8291 18,6525 -0,009

КПД компрессора % 78,2156 78,1799 0,000 87,674 87,6281 -0,001

Приведенный расход компрессора - 0,652522 0,65102 -0,002 1,0631 1,05364 -0,009

Приведенная частота вращения компрессора - 1,01053 1,01059 0,000 1,00745 1,00755 0,000

Температура газа на входе в турбину °С 1090,01 1084,38 -0,005 1215,47 1218,7 0,003

Температура газа на выходе из турбину °С 571,539 571,579 0,000 562,765 562,801 0,000

Давление газа на входе в турбину кПа 1058,32 1049,81 -0,008 1758,93 1743,87 -0,009

Давление газа на выходе из турбину кПа 99,64316 99,695 0,001 100,008 100,034 0,000

Степень расширения турбины - 10,6211 10,5302 -0,009 17,5879 17,4327 -0,009

КПД турбины % 87,9385 87,3436 -0,007 88,8502 89,0389 0,002

Коэффициент нагрузки U/Co - 0,555321 0,562 0,012 0,494195 0,49853 0,009

Приведенный расход на входе в турбину - 1,03826 1,04359 0,005 1,04563 1,04966 0,004

Расход топлива кг/с 8,55729 8,46858 -0,010 15,2404 15,1716 -0,005

Мощность ГТУ с учетом электрических потерь МВт 126,181 122,689 -0,028 282,658 282,748 0,000

КПД ГТУ % 30,9183 30,3945 -0,017 38,8815 39,1055 0,006

Температура наружного воздуха °С 3,25124 3,25124 0,000 4,94254 4,94254 0,000

Разряжение на входе в компрессор кПа 0,14629 0,14179 -0,032 0,30122 0,31244 0,036

Сопротивление выхлопного тракта турбины кПа 1,10066 1,15194 0,045 2,90075 2,92684 0,009

Расход воздуха на входе в компрессор кг/с 441,297 440,982 -0,001 705,29 701,164 -0,006

Расход газа на входе в турбину кг/с 449,854 449,45 -0,001 720,53 716,335 -0,006

ГТУ SGT5-4000F Ед.изм расчет отчет погреш. расчет отчет погреш.

Номер режима в отчете 5 6

Низшая теплота сгорания кДж/кг 47655,1 47657,4 0,000 47655,1 47657,4 0,000

Угол установки ВНА % 99,9831 99,9831 0,000 6,9159 6,916 0,000

Частота вращения об/мин 3000 3000,24 0,000 3000 3000,04 0,000

Барометрическое давление кПа 97,5518 97,5518 0,000 97,8063 97,8063 0,000

Температура воздуха на входе в компрессор °С -5,809 -5,8093 0,000 -4,7317 -4,73173 0,000

Давление воздуха на входе в компрессор кПа 97,2475 97,2611 0,000 97,6403 97,6686 0,000

Давление воздуха на выходе из компрессора кПа 1861,2199 1857,07 -0,002 1107,17265 1098,32 -0,008

Степень сжатия компрессора - 19,139 19,0936 -0,002 11,3393 11,2453 -0,008

КПД компрессора % 86,3078 86,1971 -0,001 77,269 76,961 -0,004

Приведенный расход компрессора - 1,06814 1,0738 0,005 0,6579 0,65634 -0,002

Приведенная частота вращения компрессора - 1,02752 1,02759 0,000 1,02546 1,02546 0,000

Температура газа на входе в турбину °С 1195,96 1197,23 0,001 1077,52 1072,53 -0,005

Температура газа на выходе из турбину °С 547,425 547,463 0,000 560,791 560,832 0,000

Давление газа на входе в турбину кПа 1796,08 1794,01 -0,001 1068,42 1060,72 -0,007

Давление газа на выходе из турбину кПа 100,566642 100,654 0,001 98,9286938 98,933 0,000

Степень расширения турбины - 17,8596 17,8235 -0,002 10,7999 10,7216 -0,007

КПД турбины % 88,9338 88,8254 -0,001 87,8555 87,299 -0,006

Коэффициент нагрузки и/Со - 0,496785 0,50106 0,009 0,556593 0,563 0,011

Приведенный расход на входе в турбину - 1,04702 1,05741 0,010 1,0394 1,04404 0,004

Расход топлива кг/с 15,5423 15,6273 0,005 8,63196 8,53945 -0,011

Мощность ГТУ с учетом электрических потерь МВт 289,709 290,82 0,004 127,646 123,889 -0,030

КПД ГТУ % 39,0777 39,0489 -0,001 31,007 30,442 -0,019

Температура наружного воздуха °С -5,809 -5,8093 0,000 -4,7317 -4,73173 0,000

Разряжение на входе в компрессор кПа 0,30310 0,29069 -0,043 0,14834 0,13768 -0,077

Сопротивление выхлопного тракта турбины кПа 3,01469 3,10253 0,028 1,12256 1,12668 0,004

Расход воздуха на входе в компрессор кг/с 726,064 732,145 0,008 448,11 447,778 -0,001

Расход газа на входе в турбину кг/с 741,606 747,773 0,008 456,741 456,318 -0,001

ГТУ SGT5-4000F Ед.изм расчет отчет погреш. расчет отчет погреш.

Номер режима в отчете 7 8

Низшая теплота сгорания кДж/кг 47655,1 47657,4 0,000 47655,1 47814,7 0,003

Угол установки ВНА % 25,7331 25,7331 0,000 88,5494 88,5494 0,000

Частота вращения об/мин 3000 3000,21 0,000 3000 2999,92 0,000

Барометрическое давление кПа 98,5965 98,5965 0,000 97,5362 97,5362 0,000

Температура воздуха на входе в компрессор °С -15,8233 -15,823 0,000 -20,1611 -20,161 0,000

Давление воздуха на входе в компрессор кПа 98,3755 98,4319 0,001 97,235 97,1673 -0,001

Давление воздуха на выходе из компрессора кПа 1326,46 1339,33 0,010 1841,44 1841,19 0,000

Степень сжатия компрессора - 13,4836 13,6067 0,009 18,938 18,9487 0,001

КПД компрессора % 79,126 79,2203 0,001 84,1598 84,3222 0,002

Приведенный расход компрессора - 0,76169 0,75895 -0,004 1,03641 1,03428 -0,002

Приведенная частота вращения компрессора - 1,04734 1,04738 0,000 1,05628 1,05622 0,000

Температура газа на входе в турбину °С 1102,65 1111,15 0,008 1179,99 1193,42 0,011

Температура газа на выходе из турбину °С 543,645 543,69 0,000 538,695 538,739 0,000

Давление газа на входе в турбину кПа 1280,03 1292,75 0,010 1776,98 1780,07 0,002

Давление газа на выходе из турбину кПа 100,201 100,235 0,000 100,504 100,51 0,000

Степень расширения турбины - 12,7746 12,8973 0,010 17,6807 17,7103 0,002

КПД турбины % 88,8261 89,2214 0,004 89,0273 88,7196 -0,003

Коэффициент нагрузки U/Co - 0,53751 0,53953 0,004 0,5002 0,50445 0,008

Приведенный расход на входе в турбину - 1,04392 1,03552 -0,008 1,04986 1,05373 0,004

Расход топлива кг/с 10,6827 10,7528 0,007 15,6232 15,5326 -0,006

Мощность ГТУ с учетом электрических потерь МВт 175,59 179,573 0,022 291,62 289,745 -0,006

КПД ГТУ % 34,4618 35,0419 0,017 39,1309 39,0131 -0,003

Температура наружного воздуха °С -15,8233 -15,823 0,000 -20,1611 -20,161 0,000

Разряжение на входе в компрессор кПа 0,18782 0,16466 - - - -

Сопротивление выхлопного тракта турбины кПа 1,60479 1,63831 0,020 2,96819 2,97405 0,002

Расход воздуха на входе в компрессор кг/с 533,859 533,094 -0,001 724,122 724,806 0,001

Расход газа на входе в турбину кг/с 544,542 543,847 -0,001 739,744 740,338 0,001

ГТУ SGT5-4000F Ед.изм расчет отчет погреш. расчет отчет погреш.

Номер режима в отчете 9 10

Низшая теплота сгорания кДж/кг 47655,1 47660,2 0,000 47655,1 48126,9 0,010

Угол установки ВНА % 92,559 92,559 0,000 10,506 10,5069 0,000

Частота вращения об/мин 3000 2999,96 0,000 3000 2999,78 0,000

Барометрическое давление кПа 96,7762 96,7762 0,000 97,498 97,4981 0,000

Температура воздуха на входе в компрессор °С 12,7673 12,7673 0,000 19,9339 19,9339 0,000

Давление воздуха на входе в компрессор кПа 96,4754 96,4486 0,000 97,3307 97,2695 -0,001