ХАРАКТЕРИСТИКА И КЛАССИФИКАЦИЯ КОТЛОВ-УТИЛИЗАТОРОВ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

CHARACTERISTICS AND CLASSIFICATION OF GAS TURBINE HEAT RECOVERY BOILERS

На современном этапе развития, перед отечественной энергетикой достаточно остро стоят вопросы относительно совершенствования и оптимизации технологических процессов, направленных на повышение безопасности, надежности и экономичности использования ресурсов, необходимых для выработки тепловой и электрической энергии.

В качестве ключевой особенности процесса по утилизации тепла выхлопных газов газотурбинных установок (далее-ГТУ) в котлах-утилизаторах (далее-КУ), выступает невысокая удельная производительность пара одного из парогенерирующих контуров. В данном случае речь идет о таких параметрах пара, как 0,1 кг пара/кг газов при температуре выхлопных газов 400 °С; 0,12 пара/кг при 500 °С; 0,15 пара/кг при 600 °С.

Очевидно, что в рамках разработки КУ стоит стремиться к тому, чтобы уменьшить недогрев воды до кипения в экономайзере. Более того, стоит уменьшать критический температурный набор и уменьшать температурный напор на так называемом «горячем» конце пароперегревателя.

Стоит отметить, что глубина утилизации выхлопных газов ГТУ находится в прямой зависимости от количества парогенерирующих контуров. В данном случае максимальный эффект достигается в рамках перехода от одного к двум контурам. При увеличении числа контуров в дальнейшем, заявленный эффект снижается, но несмотря на это он остается положительным. Отметим, что максимальный положительный эффект в каждом случае достигается в рамках увеличения параметров пара и количества контуров.

Представляется вполне естественным, что в данном случае объективной необходимостью является увеличение суммарной теплопередающей способности КУ, под которой стоит понимать произведение коэффициента теплопередачи на величину поверхности нагрева. Схематично это отражено на рисунке 1.

http://meridian-journal.ru/uploads/2020/02/3156-2.PNG

Рис. 1. Влияние количества парогенерирующих контуров на теплопередающую способность котла-утилизатора

Что касается дифференциации котлов-утилизаторов, стоит отметить, что она осуществляется по различным признакам. Так, КУ классифицируются по компоновке (профилю). В данном случае выделяют горизонтальные котлы и вертикальные котлы соответственно. Во-вторых, классификация осуществляется по числу контуров пара. На основе данного критерия выделяют одно-, двух- и трехконтурные котлы. В-третьих, различают котлы в зависимости от типа циркуляции в испарительных трубах. В указанном случае выделяют КУ с принудительной циркуляцией и котлы с естественной циркуляцией.

Известно, что от повышения количества контуров повышается КПД парогазовой установки в целом (далее-ПГУ). Так, при одной и той же ГТУ, переход от одноконтурного КУ к двухконтурному КУ повышает КПД ПГУ на три процента. В свою очередь, переход от двухконтурного котла-утилизатора к трехконтурному котлу обеспечивает повышение КПД еще на один процент. Стоит отметить, что в практической деятельности ТЭС нашей страны применяют двух – и трехконтурные котлы, которые составляют 80 % от общего числа КУ.  

В рамках комплексной модернизации станции Казанской ТЭЦ-3 был построен и введен в эксплуатацию с 1 июля 2017 г. новый блок класса Н мощностью 405,6 МВт. с двухконтурным КУ, горизонтального профиля с вертикальным расположением труб поверхностей нагрева, газоплотный, с естественной циркуляцией, с собственным несущим каркасом, предназначен для выработки пара высокого давления (далее ВД), среднего давления (далее СД) и подогрева сетевой воды за счет утилизации тепла выхлопных газов от ГТУ мощностью 405,6 МВт., КПД 40,75%, состоящей из одной газовой турбины ГТУ GE 9HA.01 производства фирмы «General Electric».

Данный КУ подает пар в паровой коллектор под ВД с фиксированным давлением (145 бар), температурой (560 °C), паропроизводительностью (400 т/ч) и в паровой коллектор СД с фиксированным давлением (49 бар), температурой (300 °C), паропроизводительностью (120 т/ч). Оставшаяся энергия дымовых газов используется для нагрева воды для районного централизованного теплоснабжения.

Сегодня КПД ПГУ на базе ГТУ класса Н уже превышает 59 %, а ГТУ класса HL обеспечат КПД ПГУ выше 63 % и мощность выше 800 МВт. При этом повышение КПД ГТУ до 42,5 % сопровождается ростом температуры выхлопных газов до 680 °С. Поскольку температура пара ВД пока ограничивается 570 °С (паропровод и ЦВД паровой турбины), повышение температуры выхлопных газов ГТУ будет увеличивать температурный напор и расход пара ВД. Расход пара из контуров среднего и низкого давления будет уменьшаться. При температуре выхлопных газов ГТУ около 750 °С в КУ останется только контур ВД.

Подводя итог, можно сказать, что в мире накоплен большой опыт изготовления, проектирования и эксплуатации КУ за ГТУ. Однако следует отметить, что для надежной конструкции КУ, принимаемые решения индивидуальны для каждой ТЭС, даже за идентичными ГТУ.

Список литературы:

  1. Инструкция по эксплуатации газовой турбины типа GE 9НА.01 (General electric) Казанской ТЭЦ-3.
  2. Инструкция по эксплуатации парового котла-утилизатора типа CMI энергоблока ГТ GE 9НА.01 (General electric) Казанской ТЭЦ-3.
  3. Трухний, А.Д. Парогазовые установки электростанций: учебник для вузов / А.Д. Трухний. – М.: Издательский дом МЭИ, 2015.