Что такое гвп на котле

Проект реконструкции ТЭЦ путем газотурбинной настройки (Конструкторский расчет газоводянного подогревателя)

Страницы работы

Содержание работы

5. Конструкторский расчет газоводянного подогревателя

5.1. Обоснование конструкции ГВП

5.1.1. В ходе работы по проекту реконструкции ТЭЦ путем газотурбинной настройки принято конструкторское решение строительство дополнительной конвективной шахты котла, в которой расположим два газоводянных подогревателя.

5.1.2. Такое решение дает возможность работы котла ТП-170 в двух режимах:

— совместно с ГТУ, когда уходящие газы будут идти через проектируемую конвективную шахту;

— при отключенном ГТУ и автономной работе котла ТП-170, используя уже имеющую конвективную шахту.

Это даст возможность работы котлоагрегата независимо от работающей газотурбинной установки.

5.1.3. Газоводяной подогреватель состоит из двух ступеней:

— в первой по ходу газа происходит нагрев питательной воды, поступающей из общего коллектора питательной воды, которая направляется после подогрева в барабан котла;

— во второй происходит нагрев воды из деаэратора, до параметров питательной воды.

5.1.4. Установка второго ГВП даст возможность решить несколько задач:

— более полное использование теплоты уходящих газов;

— снижение температуры уходящих газов позволит использовать существующую систему золоудаления;

— повысить выработку электрической энергии на ПТ-30-8,8 за счет отключения отборов из турбины идущих на ПВД.

5.2. Методика конструкторского расчета газоводянного подогревателя

5.2.1. Нам необходимо выполнить конструкторский расчет газоводянного подогревателя. Все расчеты в данном разделе выполнены по формулам, представленными в [ ]. Ниже представлена методика расчета газоводянного подогревателя.

5.2.2. Исходные данные включают:

· Температура воды на входе в ГВП , ºС;

· Температура воды на выходе из ГВП , ºС;

· Температура газов на выходе из топки , ºС;

· Температура уходящих газов из ГТУ , ºС;

· Температура воздуха, присасываемого в топку , ºС;

· Расход воды через ГВП , кг/с;

· Давление воды на входе и выходе и , кгс/м 3 ;

· Состав дымовых газов из топки;

· Присос воздуха перед экономайзером ;

· Состав уходящих газов из турбины;

· Объем дымовых газов из топки ;

· Объем дымовых газов из ГТУ .

5.2.3. Для проведения расчета мы зададимся геометрическими характеристиками поверхности нагрева и конструктивными размерами трубных пучков:

· Наружный диаметр труб , м;

· Внутренний диаметр труб , м;

· Поперечный шаг труб S₁, м;

· Продольный шаг труб S₂, м;

· Число труб в ряду ;

· Число труб по ходу газов ;

· Площадь живого сечения для прохода воды , м 2 ;

5.2.4. Средняя температура воды в ГВП, ºС:

(5.1)

5.2.5. Среднее давление воды в ГВП, кгс/м 3 :

(5.2)

5.2.6. По известной средней температуре и давлению воды в ГВП определим при помощи [ ] теплоемкость воды , критерий Прандтля для воды Pr_W, коэффициент теплопроводности воды , средний удельный объем воды , кинематический коэффициент вязкости воды .

5.2.7. Определим тепло, воспринятое водой, кВт:

, (5.3)

где — теплоемкость воды при и , .

5.2.8. Теперь определим скорость воды по трубкам , м/с:

, (5.4)

где — средний удельный объем воды, м 3 /с;

5.2.9. Критерий Рейнольдса для воды

, (5.5)

где — скорость воды в трубках, м/с;

— кинематический коэффициент вязкости воды, м 2 /с.

5.2.10. Конвективный коэффициент теплоотдачи с водяной стороны, :

, (5.6)

где — критерий Рейнольдса для воды;

— критерий Прандтля для воды;

— коэффициент теплопроводности воды, .

5.2.11. Определим дольный состав уходящих газов на выходе из топки:

а) Объем дымовых газов, м 3 /кг:

(5.7)

б) Объемные доли продуктов сгорания из топки:

(5.8)

(5.9)

(5.10)

(5.11)

5.2.12. Объем воздуха, присасываемого перед 1 ступенью ГВП, м 3 /с:

(5.12)

5.2.13. Объем газов идущих через 1 ступень ГВП, м 3 /с:

(5.13)

Источник

Модернизация энергоблоков с паровыми теплофикационными турбинами с помощью парогазового цикла на примере Т-100/120-130

Баринберг Г.Д., доктор техн. наук, Валамин А.Е., инженер, Култышев А.Ю., канд. техн. наук, ЗАО «Уральский турбинный завод»

На большом количестве ТЭЦ сегодня эксплуатируются физически устаревшее оборудование, которое выработало свой парковый ресурс, что приводит к работе с низкой тепловой экономичностью и требует больших затрат на частый ремонт. Однако, вывод из эксплуатации этого энергетического оборудования возможен только в случае замены их на современное, что требует чрезвычайно больших капиталовложений. Затраты на модернизацию турбинного, котельного и вспомогательного оборудования требует существенно меньших вложений и в ряде случаев реконструкция оказывается наиболее эффективным способом снижения стоимости вырабатываемой электрической и тепловой энергии.

Во-первых, в пользу модернизации немаловажную роль играет то, что часть дорогостоящих элементов энергоблока, и ТЭЦ в целом, зачастую могут быть эффективно использованы еще в течение достаточно длительного времени.

Во-вторых, процесс модернизации может проводиться поэтапно, в соответствие с инвестиционной программой собственника. К тому же, как правило, после каждого этапа модернизации отработавших узлов энергоблок не только выходит на проектные характеристики по мощности и экономичности, но и эксплуатируется с более высокими показателями, что в свою очередь дает возможность «заработать» на проведение следующего этапа модернизации.

Одним из наиболее перспективных путей развития теплоэнергетики является внедрение парогазовых установок (ПГУ) путем либо нового строительства, либо ввода турбоустановок «старой» очереди в состав ПГУ. Как известно, ПГУ обладают существенными преимуществами как по сравнению с обычными паротурбинными (ПТУ), так и газотурбинными установками (ГТУ).

В первую очередь, они позволяют обеспечить значительно более высокую экономичность, обусловленную высокой температурой газов на входе в ГТУ, и низкой температурой «холодного конца» ПТУ.

Кроме того, ПГУ характеризуются значительно более низким уровнем вредных выбросов в атмосферу.

В ПГУ значительная доля мощности вырабатывается ГТУ. В схемах ПГУ с котлами-утилизаторами (КУ), в зависимости от начальной температуры газов перед ГТУ, отношение мощности ГТУ к мощности ПТУ N_ГТУ /N_ПТУ составляет от 2,0 (температура газов перед газовой турбиной Т_г=770 0 С) до 3,0 (Т_г=1350 0 С). В схемах ПГУ со сбросом газов в котел (с низконапорным парогенератором – НПГ) отношение мощностей N_ГТУ /N_ПТУ составляет от 0,15 (Т_г=770 0 С) до 0,3 (Т_г=1350 0 С). В связи с этим, потребности ПГУ в охлаждающей воде меньше по сравнению с ПТУ равной мощности, что особенно значительно в схемах ПГУ КУ с высокой начальной температурой газов перед газовой турбиной, где мощность, вырабатываемая ГТУ, более чем в 3 раза превышает мощность ПТУ входящей в состав данной ПГУ.

Существенным достоинством ПГУ являются меньшие капитальные затраты. Сравнительно малые габариты ГТУ делают реальным преобразование существующих паротурбинных энергоблоков в процессе их реконструкции в ПГУ путем надстройки ГТУ в пределах существующих конструкций.

Ко всем перечисленным достоинствам ПГУ необходимо также добавить высокую маневренность, так как режим совместной работы ГТУ и ПТУ может меняться в широких пределах, что позволяет их использовать для несения переменной части графика нагрузок.

Известно большое количество эффективных способов объединения ГТУ и действующих ПТУ. Выбор способа объединения определяется составом и состоянием работающего на ТЭЦ оборудования, ожидаемыми режимами работы, видом топлива и одним из самых важных, а зачастую определяющим, фактором – денежными вложениями на переоснащение.

Разберем основные возможности по модернизации теплофикационных паротурбинных установок с помощью парогазового цикла на примере турбоустановок с семейством турбин типа Т-100/120-130 Уральского турбинного завода (УТЗ).

Первый известный и наиболее дешевый способ это, так называемая пристройка ГТУ, уходящие газы которой используются для полного или частичного подогрева основного конденсата и питательной воды ПТУ, то есть происходит «вытеснение пара регенеративных отборов» ПВД и ПНД (ПГУ-Р). Принципиальная тепловая схема ПГУ-Р с паровой турбиной Т-100/120-130 УТЗ представлена на рис. 1.

Рис. 1. Принципиальная тепловая схема ПГУ-Р (с вытеснением регенерации) с паровой турбиной Т-100/120-130: ГТУ – газотурбинная установка; ПК – паровой котел; ГВП – газо-водяной подогреватель; ПСГ – подогреватель сетевой воды горизонтального типа; Д – деаэратор; ЭУ – эжектор уплотнений; ЭО – эжектор основной; ПС – подогреватель сальниковый.

Выбор ГТУ для модернизации осуществляется с помощью уравнений теплового баланса выбираемых газоводяных подогревателей низкого давления (ГВП НД) и высокого давления (ГВП ВД), в которых теплота уходящих газов передается конденсату и питательной воде. Таким образом, в зависимости от масштаба вытеснения регенерации и параметров уходящих газов ГТУ для такой пристройки может быть выбрана газовая турбина (ГТ) избыточной мощностью (на клеммах генератора) 6…25 МВт [1].

Результаты исследований по получению дополнительной мощности N_доп [2] при полном отключении ПВД и номинальных параметрах свежего пара с расходом 480 т/ч в зависимости от температуры наружного воздуха показывают, что при пропуске пара ПВД в отопительные отборы N_доп составляет 5…7 МВт, а при пропуске пара в конденсатор – в диапазоне 12…13 МВт. Отметим, что экономичность выработки N_доп при отключении ПВД и направлении пара в отопительные отборы высока (q_доп≈4000 кДж/кВт∙ч), а при направлении пара в конденсатор значительно ниже (q_доп≈12000 кДж/кВт∙ч).

Необходимо добавить, что при полностью отключенной регенерации давления в камерах отопительных отборов не превышают допустимых значений 0,2 и 0,25 МПа на ПСГ1 и ПСГ2 соответственно [3]. При отключенной регенерации величина осевого усилия не превышает допустимой величины, а для предотвращения перегрузки ступеней, предшествующих отбору пара на ПСГ2, давление в камере отбора пара должно быть не менее 0,113 МПа и эксплуатацию турбины при одноступенчатом подогреве сетевой воды следует свести к минимуму.

К достоинствам модернизации по схеме ПГУ-Р необходимо отнести малые габариты ГТУ и ГВП, что позволяет разместить их в существующем здании ТЭЦ и, соответственно, относительно небольшие инвестиционные средства, а также малый срок ввода в эксплуатацию. Несмотря на несколько меньшую экономичность такого способа, по сравнению с классическими схемами парогазовых установок, такой способ все еще может быть весьма актуален, так как зачастую сегодня котел в этих энергоблоках уже не может работать на номинальных параметрах пара и требует серьезной реконструкции.

Перед переводом ПТУ с турбиной Т-100/120-130 в работу по такой схеме целесообразно выполнить плановый ремонт котла, замену высокотемпературных трубопроводов и стопорных клапанов, отработавших свой ресурс.

Наибольший эффект может быть достигнут при замене ЦВД турбины на увеличенный пропуск пара (до 525 т/ч) с применением одновенечной регулирующей ступени и аэродинамически более совершенных профилей лопаток ступеней давления, а также проведении модернизации ЦСД. Такая модернизация может проходить поэтапно и окончательно приведет к существенному увеличению мощности (до 20 %) и экономичности (до 3 %) паровой турбины при автономной работе в ПТУ и еще более экономичному циклу при совместной работе с ГТУ, уходящие газы которой утилизируются в ГВП. При работе в такой ПГУ-120…150 экономия топлива по сравнению с ПТУ такой же мощности достигает 5 %.

Второй способ повышения эффективности ТЭЦ это использование теплофикационных паровых турбин в составе ПГУ с низконапорным парогенератором (НПГ). Принципиальная схема ПГУ НПГ с паровой турбиной Т-100/120-130 УТЗ представлена на рис. 2.

Рис. 2. Принципиальная тепловая схема ПГУ НПГ (со сбросом в ПК) с паровой турбиной Т-100/120-130. Обозначения см. рис. 1.

Этот вариант модернизации требует несколько больших затрат, которые, помимо затрат на установку ГТУ и ГВП, идут на реконструкцию парового котла, так как уходящие газы ГТУ направляются в сбросные сопла, расположенные над горелками для сжигания в их среде органического топлива. Иногда, в зависимости от использования данного блока для несения переменной части графика нагрузок, проводится реконструкция котла с сохранением воздухоподогревателя и дутьевого вентилятора для возможности автономной работы ПТУ.

Отметим логичный факт, что теплофикационная ПГУ отличается от конденсационной большей долей мощности ГТУ N_ГТУ в мощности ПГУ. Для теплофикационной ПГУ мощность и параметры газа ГТУ выбираются из условия получения максимальной мощности, а не КПД, как для конденсационной ПГУ.

ГТУ для работы в составе ПГУ НПГ подбирается по массовому расходу газов, которые не превышают 25-30 % воздуха, направляемого в горелки соответствующего парового котла, и зависит от температуры уходящих газов ГТУ. Современные высокоэкономичные ГТУ в основном спроектированы (для цикла ПГУ КУ) с высокой температурой газов перед газовой турбиной (до 1300…1600 0 С) и небольшими объемной концентрацией окислителя в уходящих газах (до 12 %) и коэффициентом избытка воздуха (до 2,5). Поэтому к уходящим газам ГТУ с высокой температурой (560…650 0 С) и низким содержанием окислителя для обеспечения концентрации кислорода в окислителе не менее заданной (по условиям экономичного сжигания) величины перед подводом к горелкам необходимо подмешать воздух для осуществления экономичного сжигания органического топлива в схеме ПГУ НПГ, что к тому же обеспечивается при характерном понижении тепловых нагрузок поверхностей нагрева в топке.

Не будем останавливаться на исследовании тепловой экономичности ПГУ, углубляясь в представлении ее зависимостей от параметров газа и коэффициента избытка воздуха в уходящих газах ГТУ, а просто укажем, что для модернизации турбоустановки с паровой турбиной Т-100/120-130 с помощью цикла ПГУ НПГ оптимально возможно использование следующего ряда энергетических ГТУ:

— ГТЭ-30 и ГТЭ-45 («Невский завод», Россия);

— ГТ-35 и ГТЭ-45-3М («Турбоатом», Украина);

— V64.3 и V64.3A (Siemens, Германия);

— GT8C, GT8C2 и GT11N (ABB, Швейцария – Германия – Швеция);

— MS6001F (General Electric, США);

— W401 (Westinghouse, США);

— MW-251 (Mitsubishi, Япония).

При условии вышеописанной модернизации турбин типа Т-100 до модификации Т-120/130-130 и ввода их в состав ПГУ НПГ, а также в зависимости от использования (по условиям габаритов, конструкции и схемы) той или иной ГТУ, получим ПГУ с электрической мощностью 160…215 МВт и тепловой нагрузкой 750…960 ГДж/ч.

КПД выработки электроэнергии нетто ПГУ, в зависимости от выбранной ГТУ может достигнуть 38…40 %. Экономия топлива по сравнению с ПТУ такой же мощности достигает 10 %.

Некоторые из представленного ряда ГТУ имеют достаточно высокую температуру газов перед газовой турбиной, небольшую объемную концентрацию окислителя в уходящих газах с высокой температурой последних Т_вых: V64.3A (Т_г=1315 0 С, Т_вых=589 0 С), MS6001F (Т_г=1300 0 С, Т_вых=597 0 С), W401 (Т_г=1300 0 С, Т_вых=573 0 С). Представленные характеристики, позволяющие получить высокие параметры пара в паровом котле, указывают на экономическую целесообразность использования таких ГТУ в цикле ПГУ КУ.

Поэтому третьим альтернативным, более дорогостоящим, но более экономичным, вариантом реконструкции теплофикационной ПТУ предлагается схема ПГУ КУ с параллельной работой парового котла и КУ (см. рис. 3), который проектируется для более полного использования теплоты выходящих газов ГТУ. Соответственно от выбранной ГТУ, спроектированного КУ и схемы ПГУ будет выбрана степень вытеснения регенерации паротурбинной части. Авторами преимущественно предлагается модернизация энергоблока по такой схеме с использованием одноконтурного КУ пара высокого давления с соответствующими номинальными для турбины Т-120/130-130 параметрами (12,8 МПа, 555 0 С) генерируемого пара.

Рис. 3. Принципиальная тепловая схема ПГУ с параллельной схемой работы ПК и КУ с паровой турбиной Т-100/120-130: КУ – котел-утилизатор. Остальные обозначения см. рис. 1.

КПД выработки электроэнергии нетто ПГУ, в зависимости от выбранной ГТУ и конкретной схемы может достигнуть 40…43 %, а экономия топлива по сравнению с ПТУ такой же мощности достигает 15 %.

Рис. 4. Принципиальная тепловая схема ПГУ КУ с паровой турбиной Т-100/120-130: Обозначения см. рис. 1, 3.

Такой вариант модернизации прорабатывался и предлагался ЗАО «УТЗ» и ВТИ [4]. Предлагается два варианта модулей ГТУ-КУ. Первый вариант – это газовая турбина ГТЭ-150 ЛМЗ с горизонтальным подвесным КУ типа П-87 производства ОАО ИК ЗиОМАР (г. Подольск). Второй –газовая турбина V94.2 Siemens с вертикальным КУ типа П-90 также производства ОАО ИК ЗиОМАР.

Модернизация заключается в следующем:

— установка на «старый» фундамент нового ЦВД с дроссельным парораспределением;

— установка блока клапанов, состоящего из стопорного клапана с автозатвором и двух регулирующих клапанов со своими сервомоторами (полная унификация с турбиной Т-53/67-8,0 УТЗ для ПГУ-230 [5]);

— ремонт и модернизация старого ЦСД с частичным переоблопачиванием ряда ступеней и удалением одной ступени для осуществления подвода пара контура НД и глушением патрубков отборов пара на регенерацию;

— установка защитно-регулирующего клапана на подводе пара НД;

— установка котла-утилизатора и демонтаж или вывод в резерв котла;

— установка газовой турбины;

— при необходимости ремонт ЦНД, генератора, сетевых подогревателей и сальникового подогревателя;

— корректировка системы трубопроводов в соответствии с новой схемой реконструкции.

Расположение ГТУ и КУ, как правило, предполагается полностью или частично в новом корпусе существующей ТЭЦ.

Основные показатели рассматриваемых ПГУ-230 с модернизируемыми турбинами типа Т-100 представлены в таблице.