Energetic efficiency of technology steam gas turbine mounting
We consider the problems of using the technology of steam gas turbine energy blocks, in crease their power and efficiency.
Збережено в:
| Дата: | 2008 |
|---|---|
| Автор: | |
| Формат: | Стаття |
| Мова: | Українська |
| Опубліковано: |
General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine
2008
|
| Теми: | |
| Онлайн доступ: | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/338 |
| Теги: |
Додати тег
Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
|
| Назва журналу: | System Research in Energy |
| Завантажити файл: |  |
Репозитарії
System Research in Energy| _version_ | 1871103599693529088 |
|---|---|
| author | Kovetskiy V.M. |
| author_facet | Kovetskiy V.M. |
| author_institution_txt_mv | [
{
"author": "Kovetskiy V.M.",
"institution": null
}
] |
| author_sort | Kovetskiy V.M. |
| baseUrl_str | https://systemre.org/index.php/journal/oai |
| collection | OJS |
| datestamp_date | 2026-07-18T12:57:37Z |
| description | We consider the problems of using the technology of steam gas turbine energy blocks, in crease their power and efficiency. |
| first_indexed | 2026-03-24T02:01:28Z |
| format | Article |
| fulltext |
66 ПРОБЛЕМИ ЗАГАЛЬНОЇ ЕНЕРГЕТИКИ • 17/2008www.ienergy.kiev.ua
ПІДВИЩЕННЯ ЕФЕКТИВНОСТІ ВИРОБНИЦТВА І ВИКОРИСТАННЯ ЕНЕРГЕТИЧНИХ РЕСУРСІВ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ТЕХНОЛОГИЙ ПАРОГАЗО-
ТУРБИННЫХ УСТАНОВОК
УДК 621.311.22
В.М. КОВЕЦКИЙ (Институт общей энергетики НАН Украины, Киев)
Рассмотрены вопросы использования технологий парогазотурбинных энергоблоков, повышения их мощности и
эффективности.
Повышение энергетической эффективности
теплоэлектрогенерирующих установок требует
максимального технически возможного повыше -
ния начальных параметров рабочей среды и их
минимизации в конце рабочего процесса. В совре-
менных паротурбинных установках (ПТУ) началь-
ные параметры рабочей среды составляют: давле-
ние 30 МПа, температура 580°С с промежу точным
перегревом пара 610°С, а конечные 2,8 кПа, 23°С
при температуре охлаждающей воды +5...15°С.
При работе на природном газе КПД энерго -
блоков достигает 50% [1]. Увеличение темпе ра -
туры пара до 700-800°С сдерживается возмож -
ностями металлургии в создании требуемых
жаро прочных сплавов.
Дальнейшее повышение начальной темпе -
ратуры рабочей среды до 900-1400°С возможно
в газотурбинном двигателе (ГТД) благодаря
разра ботке новых жаропрочных материалов и
покры тий, а также способов охлаждения
направ ляющих и рабочих лопаток газовой
турбины. В качестве топлива ГТД могут исполь-
зоваться природ ный газ, светлые сорта нефти
(керосин, дизельное топливо), горючие газы
метал лур гического производства (доменный,
коксовый, конверторный), спутниковый газ
нефтедобычи, угол ьный синтез-газ, метан и
другие горючие га зы. Использование этих
топлив в ГТД возможно толь ко после глубокой
очистки от соединений серы, ванадия, твердых
частиц и влаги. Кроме то го, требуются конди-
ционирование смеси нес коль ких видов газа для
достижения проектной теплоты сгорания и
сжатие до давления, обеспе чивающего работу
горелок в камерах сгорания.
Простейшей по технологической схеме
парогазотурбинной установкой (ПГУ) является
установка, работающая на смеси газового, воз -
душ ного и парового рабочих тел. При этом фак -
тически турбина ГТД объединяет функции
газовой и паровой турбины. Котел-утилизатор
ис поль зует теплоту выхлопных газов ГТД для
полу чения пара, который вводится в ядро горе -
ния топлива, увеличивая массовый расход
рабочего тела на турбину с повышением ее
мощ ности и КПД. Величина энергетического
впрыска пара для разного типа ГТУ колеблется
в пределах 0,1-0,25 кг пара на 1 кг воздуха
(опти мальный 0,18 кг/кг), что позволяет повы-
сить КПД (брутто) на 20-60% (отн) и мощ ность
на 50-90% (отн). Перегрев впрыски ваемого
пара выше температуры насыщения поз во ляет
дополнительно увеличить КПД установки до
6% (отн). Экологический впрыск пара в камеры
сгорания (0,08 кг пара на 1 кг воздуха) позволя-
ет снизить величину топоч ного образования
NOx до 25 ppm при сжигании при родного газа и
до 50 ppm при сжигании жид кого топлива.
Впрыск пара требует модерни зации горелок,
камер сгорания и проточной части газовой
турбины [2]. Холодным источ ником в этом
термодинамическом цикле Ченга является
котел-утилизатор и атмосферный воздух, а при
улавливании влаги из дымовых газов – контак-
тные конденсаторы.
В НПП «Машпроект» использовали эту тех -
но логию, создав два образца опытно-промыш -
ленных ГТУ «Водолей-16» и «Водолей-25» с
серийными газовыми турбинами UGT10000 и
UGT 15000. Их технические характеристики
пред ставлены в табл. 1.
При энергетическом впрыске 0,17 кг/кг
мощность ГТУ возросла на 6 МВт и 7,5 МВт, а
КПД на 9% и 8% (абс) соответственно.
Таблица 1 Параметры UGT10000 Водолей-16 UGT15000 Водолей-25Мощность, МВт(э) 10,5 16,0 17,5 25,0Расход воздуха, кг/с 36,02 36,02 70,86 70,86Расход топлива, кг/с 0,68 0,83 1,14 1,30Расход пара, кг/с — 6,12 — 12,05КПД, % 36 45 35 43
Енергетична ефективність технологій парогазотурбінних установок
Ковецький В.М. 67
Недостатком этой технологии, сдерживаю -
щей ее внедрение, является необходимость пос -
тоян ной подпитки котлов-утилизаторов хими -
чески очищенной водой из-за выноса пара в
атмос феру с уходящими газами ГТУ. Затраты на
водо подготовку увеличивают на 2% себестои -
мость вырабатываемой электроэнергии. В газо -
турбинных установках «Водолей» для уменьше -
ния потери пара используется котел-утилизатор,
обеспечивающий температуру уходящих газов
близкую к точке росы (95-105°С) [3]. После-
довательное размещение по ходу дымовых газов
контактных конденсаторов позволяет исклю -
чить потери пара в атмосферу при температуре
охлаждающей воды ниже 30°С. Охлаждение
этой воды осуществляется в сухой радиаторной
гра дир не Геллера. Установка контактных кон -
ден саторов пара позволяет возвращать собран -
ную воду из дымовых газов для повторного
исполь зования.
Японские специалисты выполнили проект 2-х
вальной ГТУ типа AGTJ-100 мощностью 400 МВт
с впрыском пара в камеры сгорания высо кого
(0,19 кг/кг) и низкого (0,09 кг/кг) давлений,
паровым охлаждением элементов газовой тур би -
ны в частях высокого и низкого давле ний и
промежуточным охлаждением сжимае мого возду-
ха в компрессоре [4, 5]. Начальная темпе ратура
газов перед частью высокого давления – 1300°С,
низкого – 1175°С. При суммарной степе ни
сжатия 80 расчетный КПД установки дости гает
54,3%. Удельные капитальные затраты на соору-
жение ПГУ с впрыском пара в зависимости от
мощности составляют 400-635 долл./кВт.
Более сложной бинарной термодинамической
схемой с паровым теплоносителем является
схема, в которой газовый теплоноситель отделен
от пароводяного поверхностями теплообмена.
Необходимость реконструкции физически
уста ревших энергоблоков ТЭС и ТЭЦ с повы -
шением их мощности и экономичности привела к
ис поль зованию ГТУ простой схемы в качестве
над стройки к существующим паросиловым энер -
го блокам. Возможность использования газотур -
бинной надстройки (ГТН) определяется следую -
щими факторами:
– остаточным прочностным ресурсом и физи -
ческим состоянием основного и вспомога -
тельного оборудования ПТУ;
– наличием свободной площади и объема в
ячейке энергоблока для размещения ГТД с вса -
сы вающими и выхлопными газоходами, электро -
ге нератора с токопроводами;
– фактической пропускной способностью,
мощностью и другими техническими характе -
рист иками существующего тепло- и электротех -
нического оборудования;
– возможностью достижения оптимального
отношения мощности газовой и паровой частей
энергоблока (приблизительно 2:1).
На существующих энергоблоках ТЭС и ТЭЦ
эти факторы реализуются индивидуально. Для
газомазутных энергоблоков признанной тех -
ноло гической схемой является сбросная – сброс
горячих выхлопных газов ГТД в топку парового
котла.
На Березовской ТЭС надстройка устаревшего
газомазутного энергоблока мощностью 160 МВт
двумя газотурбинными установками ГТЭ-25
(Зоря-Машпроект) мощностью по 25 МВт и
КПД 37% позволила получить парогазовую уста -
новку мощностью 215 МВт с современным уров-
нем экономичности (удельный расход услов ного
топлива уменьшился с 370 г/кВт·ч до 310
г/кВт·ч), высокими эксплуатационными показа-
телями (КПД 40%) и маневренностью [6].
Мощность ГТУ составила 23% от мощности
энергоблока.
Так как выхлопные газы поступают в обыч-
ный котел, предназначенный для работы с разре-
жением, то для защиты его от наддува при отказе
дымососов требуется установка быстро дей -
ствующих высокотемпературных пуско за щит -
ных клапанов и байпасной дымовой трубы. Эти
клапаны позволяют осуществить раз дель ную
работу ГТУ и ПТУ без изменения режи мов рабо-
ты установок. При отключении ГТУ от ПТУ
пускозащитные клапаны направ ляют дымовые
газы ГТУ в байпасную дымовую трубу.
Для обеспечения необходимого расчетного
коэффициента избытка воздуха в зоне горения
котла устанавливается дополнительный венти -
лятор, подающий воздух в специально орга -
низованную камеру для смешения с выхлоп -
ными газами ГТУ. Подача в топку горячих газов
поз воляет исключить из тракта котла подог -
реватели воздуха и ввести подогреватели пита-
тельной воды высокого и низкого давления,
ранее использовавшие тепло пара, из отборов
паровой турбины. В результате возникает необ -
ходимость пропуска через проточную часть паро-
вой тур би ны возросшего количества пара, что
приводит к возрастанию мощности на 15 МВт.
Невключение в объем реконструкции паровой
турбины и электрогенератора позволи ло увели-
чить мощ ность энергоблока только на 5 МВт
ПІДВИЩЕННЯ ЕФЕКТИВНОСТІ ВИРОБНИЦТВА І ВИКОРИСТАННЯ ЕНЕРГЕТИЧНИХ РЕСУРСІВ
68 ПРОБЛЕМИ ЗАГАЛЬНОЇ ЕНЕРГЕТИКИ • 17/2008www.ienergy.kiev.ua
исходя из предельно допустимых возможностей
электро ге нератора. Удельные капитальные
затраты на эту реконструкцию в пять раз ниже,
чем на строи тель ство новой ПГУ, так как удает-
ся исполь зовать большую часть существующего
оборудо вания. Однако сбросная схема не позво-
ляет достичь КПД современных ПГУ (60%).
Капитальные затраты на реконструкцию
энергоблока, работающего по сбросной схеме на
ТЭС, выработавших нормативный ресурс (до 250
тыс. ч), будут рационально использованы в том
случае, когда продленный рабочий ресурс остав -
шегося в работе оборудования энергоблока будет
не меньше рабочего ресурса ГТУ (36–100 тыс. ч).
Неопределенность в оценке времени продле ния
рабочего ресурса, рассмотренные ранее компоно-
вочные сложности и подорожание при род ного
газа сдерживают широкое исполь зование этого
способа реконструкции существу ющих газома-
зутных ТЭС.
Использование сбросной технологической
схемы для реконструкции действующих пыле -
угольных энергоблоков ТЭС представляет собой
более сложную задачу по сравнению с рекон -
струкцией газомазутных энергоблоков. Исполь-
зование газотурбинной надстройки для модер -
низации энергоблоков пылеугольных ТЭС кроме
повышения КПД позволяет решить ряд акту -
альных задач подготовки и сжигания непроект -
ного топлива в условиях нестабильных поставок
и качества угля:
1. При повышении влажности топлива до
15% количество требуемого сушильного агента в
два раза превышает проектное. Существующее
обо ру дование пылеприготовления не обеспе -
чивает такое увеличение сушильного агента.
Подача в пы лесистему сбросных газов ГТУ с по -
ни жением их температуры до 430-340°С в газо -
водяных тепло обменниках, охлаждаемых пита -
тельной во дой, позволяет сохранить проектную
произ во ди тель ность углеразмольных мельниц,
обеспе чить бес шла ковочный режим работы
топки котла и гаран тировать подготовку топлива
с влаж ностью 11%.
2. При повышении зольности от 25 до 35%
температура газов в поворотном газоходе котла
повышается на 40-50°С при номинальном режи -
ме, что приводит к необходимости снижать мощ -
ность энергоблока (на 30-40 МВт для энерго -
блока мощностью 300 МВт). Подача сбросных га -
зов ГТУ в каналы вторичного воздушного дутья
горелок котла при содержании кислорода 15%
эквивалентно увеличению расхода дутья в 1,4
раза, что приводит к расчетному значению темпе-
ратуры газа в поворотном газоходе при номи-
нальной нагрузке.
3. Использование выхлопных газов ГТУ с
концентрацией кислорода 13-15% при подаче их
в пылеприготовительную систему обеспечивает
ее безопасную работу при поступлении взрыво-
опасного угля различных марок.
Проект реконструкции пылеугольных блоков
мощностью 300 МВт первой очереди Угле-
горской ТЭС путем газотурбинной надстройки с
ГТД V84.3A фирмы Siemens мощностью 170
МВт(э) и КПД 38% предусматривает увеличение
КПД энергоблока до 44-46% [7]. Удельные капи-
тальные затраты на реконструкцию оце ниваются
в 210 долл./кВт. В реконструкцию не включены
паровая турбина и электрогенератор. В результа-
те создается ПГУ мощностью 430 МВт(э), в кото-
рой мощность паротурбинной части 310 МВт
ограничена техническими возможностями элек-
трогенератора, а мощность ГТУ снижается до 120
МВт (28% от мощности ПГУ) из-за роста давле-
ния на выхлопе газовой турбины. Рост давления
вызван размещением газоводяных теплообмен-
ников, большой протя женностью и сложной
конфигурацией выхлоп ных газоходов ГТУ в
пылеприготовительную систему и к горелкам
котла.
Различие сбросной схемы ПГУ с газо -
мазутными и пылеугольными энергоблоками
состоит в том, что в газомазутном котле исполь -
зуется вся тепловая энергия выхлопных газов
ГТД, а в пылеугольном только ее часть, идущая
на вторичное дутье в горелки котла. Поэтому
изме нение мощности газомазутного энергоблока
выполняется за счет изменения дополнитель -
ного сжигаемого газа в топке котла. Изменение
мощности пылеугольного энергоблока осущест -
вля ется за счет изменения расхода горячего
дутья на горелки при сохранении требуемого
избытка воздуха по отношению к сжигаемому
топливу. Это приводит к изменению мощности
газовой турбины и ее работы с неоптимальным
КПД. Такая реконструкция пылеугольных
энерго бло ков, выработавших свой нормативный
срок служ бы, сохраняет те же недостатки, что и
реконст рукция аналогичных газомазутных энер-
гоблоков и также не находит широкого рас про -
странения несмотря на малые капитальные
затраты.
В последние годы находит все большее
применение параллельная технологическая
схема ПГУ, в которой генерируемый острый пар
ПІДВИЩЕННЯ ЕФЕКТИВНОСТІ ВИРОБНИЦТВА І ВИКОРИСТАННЯ ЕНЕРГЕТИЧНИХ РЕСУРСІВ
Енергетична ефективність технологій парогазотурбінних установок
Ковецький В.М. 69
в котле-утилизаторе ГТУ направляется в паро-
вую турбину, частично вытесняя пар энергетиче-
ского котла. Такая технологическая схема приме-
нима как для реконструкции ТЭС и ТЭЦ, так и
при сооружении новых энергоблоков с газома-
зутными и пылеугольными котлами. Подобная
надстройка практически полностью сохра няет
инфраструктуру ТЭС и главного кор пуса, пара-
метры паросиловой части, оборудо вание и его
компоновку.
Примером реализации такой схемы является
проект реконструкции первой очереди ТЭЦ-23
«Мосэнерго» [8], в которой рабочий ресурс паро-
турбинного оборудования близок к исчерпа нию.
При реконструкции кроме размещения га зо вой
турбины с котлом-утилизатором предус мат -
ривается замена турбогенератора Т-100-130
мощностью 100 МВт на Т-110/120-130-5 с
использованием существующего фундамента.
Энергетический котел ТГМ-96 не входит в объем
реконструкции.
В рассматриваемой параллельной схеме пар
от котла-утилизатора ГТУ направляется в кон -
вективный пароперегреватель энергетического
котла вторым (параллельным) потоком, где
нагревается до температуры 555°С. Реконструк -
ции также подлежит система отвода конденсата
и питательной воды на котел-утилизатор.
Планируется использовать газовую турбину
V64.3A фирмы Siemens мощностью 67,7 МВт.
КПД ПГУ мощностью 178,5 МВт при номи -
нальной нагрузке в конденсационном режиме
42,3%, что на 7,2% больше КПД существующего
энергоблока.
Наиболее высоким КПД обладают утили за -
ционные ПГУ, в которых температура выхлоп -
ных газов ГТД превышает температуру свежего
пара ПТУ на 25-30°С. В работе [9] выполнен
анализ тепловых схем утилизационных ПГУ для
варианта 1ГТУ+1КУ+1ПТУ. Расчеты выполне -
ны при использовании ГТУ мощностью 330 МВт,
с температурой выхлопных газов 650°С, расхо -
дом 750 кг/с, КПД 37,3%. Рассматривались
конденсационные ПГУ без промперегрева пара и
с промперегревом. Давление пара в конденсаторе
3,9 кПа, влажность пара 9%. Результаты иссле -
дования влияния давления пара перед турбиной
и количества пароводяных контуров на мощ -
ность и экономичность ПГУ представлены в
табл. 2.
Из нее следует, что КПД и мощность ПГУ
возрастают с увеличением количества контуров,
давления пара и при использовании пром пере -
грева. Для ГТУ, у которых температура выхлоп -
ных газов превышает 600°С, это означает, что в
паросиловой части ПГУ целесообразно исполь -
зовать трехконтурные схемы с промпере гревом и
максимально возможными начальными парамет -
рами острого пара и горячего промпе регрева.
Наиболее подходящими могут быть начальные
параметры острого пара 12,75/565/565 с раздели-
тельным давлением по промперегреву 2,9-3,3
МПа.
Достижение максимального КПД парога -
зовой утилизационной установки обеспечи ва -
ется при оптимальном отношении электрических
мощностей ГТУ и ПТУ в диапазоне 1,70-1,95 в
зависимости от количества пароводяных конту -
ров, давления острого пара и наличия промпере -
грева (таб. 2). На КПД ПГУ существенно влияет
энергетическая эффективность газотурбинных
двигателей.
Утилизационные ПГУ могут выполняться
по двум конструктивным схемам: одновальные
– на одном валу располагаются воздушный
компрессор, газовая турбина, ротора паровой
турбины и электрогенератора; многовальные –
несколько ГТУ со своими электрогенераторами
ПІДВИЩЕННЯ ЕФЕКТИВНОСТІ ВИРОБНИЦТВА І ВИКОРИСТАННЯ ЕНЕРГЕТИЧНИХ РЕСУРСІВ
Таблица 2
Перегрев пара (п/п) безп/п безп/п безп/п безп/п безп/п безп/п с п/п с п/п
Количество контуров 1 2 3 1 2 3 3 3Давление пара, МПа 6,67 6,67 6,67 12,75 12,75 12,75 12,75 23,5Температура пара, оС 565 565 565 565 565 565 565 565Температура промперегрева, оС — — — — — — 565 565Мощность ПГУ, МВт в т.ч. Nпту, МВт 499,0 169 506,9 176,9 508,0 178,0 506,3 176,3 515,0 185,0 516,5 186,5 519,7 189,7 523,5 193,5Nгту, / Nпту, 1,95 1,86 1,85 1,87 1,78 1,76 1,74 1,70КПД ПГУ, % 56,65 57,54 57,67 57,48 58,46 58,64 59,0 59,43
70 ПРОБЛЕМИ ЗАГАЛЬНОЇ ЕНЕРГЕТИКИ • 17/2008www.ienergy.kiev.ua
на одну паровую турбину с электрогене -
ратором.
Преимуществами одновальных ПГУ, наи -
более полно реализующих принцип блочности,
являются: сокращение количества электричес -
ких генераторов, главных трансформаторов и
ячеек распределительных устройств; упрощение
управления и объединение маслосистем паро-
вой турбины и ГТУ. Трудности при их исполь -
зовании возникают из-за расположения котла и
паровой турбины на одной линии по разные
стороны от ГТУ, что увеличивает длину паро -
проводов, и увеличения пусковой мощнос ти в
результате роста общей массы роторов агрега-
тов.
В многовальных ПГУ с двумя ГТУ на одну
паровую турбину нет ограничений на исполь зо -
вание многоцилиндровых паровых турбин боль-
шой мощности. В таких ПГУ есть возмож ность
вести капитальный ремонт одной ГТУ при непре -
рыв ной работе всей установки со снижением
электрической мощности до 50%. Для получения
пиковой электроэнергии можно испо ль зовать
ГТУ без паровой части при наличии байпасных
дымовых труб. Трудности при исполь зовании
многовальных ПГУ состоят в: услож нении авто-
матизированной системы управ ления тремя
электрогенерирующими ус танов ками; обеспече-
нии выдачи электрической мощности от трех
электрогенераторов с уста новкой главных тран-
сформаторов. Кроме того, размещение много-
вальных ПГУ требует больше площади, чем
одновальных.
Стремление наиболее рационально исполь -
зовать дорогостоящий природный газ и дизель -
ное топливо определило развитие утилиза -
ционных ПГУ широкого диапазона мощностей
(от 8,5 до 972 МВт) в различном конструктивном
исполнении. В России на Северо-Западной ТЭЦ
(Санкт-Петербург) сооружена парогазовая уста-
новка ПГУ-450Т. В ее составе:
– две газовые турбины V94.2 (Сименс-
Интертурбо) с регулируемым входным нап рав -
ляю щим аппаратом компрессоров;
– два котла-утилизатора двух давлений типа
П-90 (Подольский машиностроительный
завод), барабанные, вертикальной компоновки с
принудительной циркуляцией. В контуре высо -
кого давления каждого котла-утилизатора
распо лагаются конвективные поверхности
нагрева (экономайзер, испаритель, пароперегре-
ватель), в контуре низкого давления – испари-
ПІДВИЩЕННЯ ЕФЕКТИВНОСТІ ВИРОБНИЦТВА І ВИКОРИСТАННЯ ЕНЕРГЕТИЧНИХ РЕСУРСІВ
Таблица 3Технические параметры ПГУ-450Т ПГУ-677ГТУ V94.2 M9FЭлектрическая мощность, МВт 153,7 213,7Расход газов на выходе, кг/с 514,3 —Температура на выходе, оС 535 583КПД, % 33,9 34,1Выбросы NOx, ppm 20 60Котел-утилизаторРасход пара ВД, т/ч 475 —Давление пара ВД, МПа 7,6 11Температура пара ВД, оС 510 540Расход пара СД, т/ч — —Давление пара СД, МПа — 2,7Расход пара НД, т/ч 108 —Давление пара НД, МПа 0,62 0,45ПТУ Т-150-7,7Электрическая мощность, МВт 151 250Давление пара, МПа 7,2 11Температура пара, оС 504 535ПГУЭлектрическая мощность, МВт 451 677,4КПД брутто, % 50,7 53,56
Енергетична ефективність технологій парогазотурбінних установок
Ковецький В.М. 71
тель и паро перегреватель. Последняя по ходу
газов поверх ность нагрева котла-утилизатора –
газовый подогреватель конденсата (ГПК);
– одна паровая турбина Т-150-7,7 (Ленин-
градский металлический завод), которая имеет
три отбора пара для подогрева сетевой воды в
сетевых подогревателях.
Турбина работает на паре контуров высо -
кого и низкого давлений и не имеет паровых
регенеративных подогревателей. Давление в
конденсаторе 8,12 кПа при температуре охлаж-
дающей воды 20°С. Подогрев основного
конденсата происходит в ГПК котлов-утилиза-
торов. Деаэрационно-питательная установка
включает деаэратор и две группы питательных
электронасосов – высокого и низкого давления.
Питание паром деаэратора осуществляется из
контура низкого давления котлов-утилизато-
ров. Основные технические характеристики
ПГУ-450Т в конденсационном режиме пред-
ставлены в табл. 3 [10-12].
Отношение мощностей в номинальном режи-
ме составляет 2,04. Теплофикационная установка
имеет максимальную тепловую мощность 349
МВт (300Гкал/ч). Температура прямой/обрат-
ной сетевой воды 130/70°С, расход сетевой воды
составляет 1388 кг/с. Переход ПГУ-450Т с
конденсационного режима работы на теплофика-
ционный при водит к снижению номинальной
электрической мощности на 30 МВт (до
421 МВт) [20], в то же время термодинамический
КПД ее возрастает с 50,7% до 78,3% [13]
при максимальной тепловой нагрузке в самую
холодную пятид невку года. С понижением
тепловой нагруз ки по тепловому графику до 30%
от максимальной в конце отопительного периода
и до 10% в летний период величина КПД ПГУ
приближается к значению в конденсационном
режиме.
В Великобритании на электростанции
Кидби [14] сооружена ПГУ мощностью 677,4
МВт с КПД 53,56%. Она включает 2 ГТУ M9F
(GE) мощностью 213,7 МВт, 2 котла-утилиза-
тора (Бабкок) и паровую турбину (Альстом)
мощностью 250 МВт. Основные характеристи-
ки ПГУ приведены в табл. 3. Газовая турбина
M9F выполнена с воздушным охлаждением
лопаточного аппарата. Котел-утилизатор трех
давлений с промперегревом пара (2,7 МПа,
540°С). Паровая турбина состоит из совмещен-
ного цилиндра высокого-среднего давления и
двухпоточного ЦНД. Давление в конденсаторе
3,7 кПа при прямоточной системе циркуля-
ционной охлаждающей воды. Достижение
высокого КПД установки стало возможным в
результате:
– оптимального соотношения мощности ГТУ
и ПТУ равного 1,94 при номинальных парамет-
рах рабочих сред в газовой и паровой части уста-
новки;
– использования котлов-утилизаторов трех
давлений пара с промперегревом;
– глубокому вакууму в конденсаторе паровой
турбины.
Удельные капитальные затраты на сооруже-
ние ПГУ составляют 1035 долл./кВт в условиях
Великобритании.
На ТЭС Baglan Bay в Великобритании
эксплуатируется ПГУ мощностью 480 МВт с
ГТУ фирмы GE типа 9Н, которая относится к
пос лед нему поколению. Ее особенностью явля -
ет ся использование для охлаждения сопловых и
рабочих лопаток первой и второй ступеней
турбины не воздуха, а пара, отбираемого из
холодной нитки и возвращаемого в горячую
нитку промперегрева парового контура, а также
монокристаллических сопловых и рабочих
лопаток первой ступени турбины, термо -
барьерных покрытий нового типа, много чис -
ленных новых конструктивных решений, час -
тично заимствованных из авиации. Температура
на входе в газовую турбину 1430°С, степень
сжатия воздуха в компрессоре 23. В результате
КПД ПГУ-480 достигает 60%, а выбросы NOx
9ppm [15,16].
По состоянию на 2007 год ведущие фирмы в
газо-, тубо- и парогазотурбостроении создали
утилизационные ПГУ, обладающие наибольшей
электрической мощностью при использовании
природного газа. К ним относятся ПГУ: MPCP2
(M701G) Mitsubishi мощностью 972 МВт, КПД
58,2%; GUD2.94.3A Siemens Westinghouse
мощностью 765,2 МВт, КПД 58,3%; KA13E2-3
Alstom Power мощностью 720 МВт, КПД 52,9%;
CC109H GE Energy мощностью 480 МВт, КПД
60%.
По данным работы [17] на мировом энергети-
ческом рынке удельные капитальные затраты на
сооружение конденсационных ПГУ на газе
мощностью 200 МВт и более составляют 500-600
долл./кВт, а ПГУ меньшей мощности – 600-800
долл./кВт.
Выводы
При замене существующих газомазутных
энергоблоков целесообразно сооружать утили -
ПІДВИЩЕННЯ ЕФЕКТИВНОСТІ ВИРОБНИЦТВА І ВИКОРИСТАННЯ ЕНЕРГЕТИЧНИХ РЕСУРСІВ
72 ПРОБЛЕМИ ЗАГАЛЬНОЇ ЕНЕРГЕТИКИ • 17/2008www.ienergy.kiev.ua
зационные парогазовые установки, позволяющие
в 1,6-1,9 раза уменьшить удельный расход
топлива при номинальной нагрузке, концен -
трацию оксидов азота ниже 25 ppm в выхлопных
газах и сократить удельные капитальные
затраты.
ПІДВИЩЕННЯ ЕФЕКТИВНОСТІ ВИРОБНИЦТВА І ВИКОРИСТАННЯ ЕНЕРГЕТИЧНИХ РЕСУРСІВ
1. Кяер С. Опыт проектирования и эксплуатации энергоблоков на сверхкритические параметры пара в Дании // Электрические
станции. – 2002. – № 3. – С. 63–68.
2. Ковецкий В.М., Ковецкая М.М. Технологические методы повышения мощности и эффективности стационарных ГТУ // Проблеми
загальної енергетики. – 2002. –№ 4. –С. 35–39.
3. Романов В.И., Кривуца В.А. Комбинированная газопаровая установка мощностью 16...25 МВт с утилизацией тепла уходящих
газов и регенерацией воды из парогазового котла // Теплоэнергетика. – 1996. –№ 4. –С. 27 –30.
4. Яскин Л.А. Газотурбинные установки с энергетическим впрыском пара // Энергетическое строительство. – 1990. –№ 2. – С.
67–73.
5. Фаворский О.Н., Цанев С.В., Буров В.Д., Карташев Д.В. Технологические схемы и показатели экологичности ПГУ с впрыском пара
в газовый тракт // Теплоэнергетика. – 2005. – № 4. –С. 28 34.
6. Романов В.В., Склярский Д.В. Опыт применения газотурбинных установок ГП НПКГ «Зоря»-«Машпроект» для реконструкции
Березовской ГРЭС по сбросной схеме // Газотурбинные технологии. – 2005. –№ 5. –С. 16–19.
7. Панасовский О.Г., Курышко Г.И. Программа сохранения и развития энергетики Украины путем объединения паро- и газотурбин-
ных циклов // Энергетика и электрификация. – 1997. –№ 5. –С. 8212.
8. Длугосельский В.И., Гольдштейн А.Д., Комисарчик Т.Н. и др. Техническое перевооружение ТЭЦ на базе парогазовых технологий с
использованием параллельной схемы // Теплоэнергетика. – 2006. – № 12. – С. 11-18.
9. Березинец П.А., Васильев М.К., Костин Ю.А. Анализ схем бинарных ПГУ на базе перспективной ГТУ // Теплоэнергетика. 2001. –
№ 5. – С. 18–30.
10. Костюк Р.И., Писковацков И.Н., Чугун А.В. и др. Некоторые особенности режимов эксплуатации головного энергоблока ПГУ-450Т
// Теплоэнергетика. – 2002. –№ 9. – С. 6–11.
11. Лебедев А.С., Патрина И.В., Фомин В.А. Парогазовые установки с котлами-утилизаторами на базе энергетического оборудова-
ния ОАО «Силовые машины» // Электрические станции. – 2005. –№ 10. – С. 71 –78.
12. 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.
13. Попырин Л.С., Щеглов А.Г. Эффективные типы парогазовых и газотурбинных установок для ТЭС // Электрические станции. –
1997. – № 7. – С. 8–17.
14. Горин В.И., Дьяков А.Ф., Нечаев В.В., Ольховский Г.Г. Развитие теплоэнергетических технологий // Электрические станции.
1993. – № 5. – С. 49–61.
15. Smith D. H System steams on // Mod. Power Systems. – 2004. – № 2. – Р. 17 –20.
16. Ольховский Г.Г. Энергетические ГТУ за рубежом // Теплоэнергетика. – 2004. –№ 11. – С. 71–76.
17. Фаворский О.Н., Полищук В.Л., Лившиц И.М., Длугосельский В.И. Мировой опыт и перспективы внедрения парогазовых
и газотурбинных технологий в теплоэнергетику России на основе возможностей отечественного энергомашиностроения //
Теплоэнергетика. – 2007. – № 9. – С. 46–51.
|
| id | systemreorg-article-338 |
| institution | System Research in Energy |
| keywords_txt_mv | keywords |
| language | Ukrainian |
| last_indexed | 2026-07-19T01:10:46Z |
| publishDate | 2008 |
| publisher | General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine |
| record_format | ojs |
| resource_txt_mv | systemreorg/72/da415fbde0f3edc0a392af09b79e5072.pdf |
| spelling | systemreorg-article-3382026-07-18T12:57:37Z Energetic efficiency of technology steam gas turbine mounting Енергетична ефективність технологій парогазотурбінних установок Kovetskiy V.M. reconstruction heat power station, gas turbine superstructure. реконструкція теплової електростанції, газотурбінна надбудова. We consider the problems of using the technology of steam gas turbine energy blocks, in crease their power and efficiency. Розглянуто питання використання технологій парогазотурбінних енергоблоків, підвищення їх потужності й ефективності. General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine 2008-06-06 Article Article application/pdf https://systemre.org/index.php/journal/article/view/338 System Research in Energy; No. 1 (17) (2008): The Problems of General Energy; 66-72 Системні дослідження в енергетиці; № 1 (17) (2008): Проблеми загальної енергетики; 66-72 2786-7102 2786-7633 uk https://systemre.org/index.php/journal/article/view/338/285 Copyright (c) 2008 Kovetskiy V.M. https://creativecommons.org/publicdomain/zero/1.0 |
| spellingShingle | reconstruction heat power station gas turbine superstructure. Kovetskiy V.M. Energetic efficiency of technology steam gas turbine mounting |
| title | Energetic efficiency of technology steam gas turbine mounting |
| title_alt | Енергетична ефективність технологій парогазотурбінних установок |
| title_full | Energetic efficiency of technology steam gas turbine mounting |
| title_fullStr | Energetic efficiency of technology steam gas turbine mounting |
| title_full_unstemmed | Energetic efficiency of technology steam gas turbine mounting |
| title_short | Energetic efficiency of technology steam gas turbine mounting |
| title_sort | energetic efficiency of technology steam gas turbine mounting |
| topic | reconstruction heat power station gas turbine superstructure. |
| topic_facet | reconstruction heat power station gas turbine superstructure. реконструкція теплової електростанції газотурбінна надбудова. |
| url | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/338 |
| work_keys_str_mv | AT kovetskiyvm energeticefficiencyoftechnologysteamgasturbinemounting AT kovetskiyvm energetičnaefektivnístʹtehnologíjparogazoturbínnihustanovok |