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