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

      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. 
 
 

      Как видно из таблицы, паровая турбина работает на пониженных давлении и температуре свежего пара, что дает возможность увеличить парковый ресурс до 200000 и более часов.

      КПД выработки электроэнергии представленных ПГУ-230 с КУ в конденсационных режимах рассчитан как:

где , – соответственно, мощности газовой и паровой турбин на клеммах генератора, кВт; – теплотворная способность топлива, кДж/кг (высококалорийный природный газ имеет =50056 кДж/кг); – расход топлива в камере сгорания ГТУ, кг/с.

      Коэффициент использования в ПГУ теплоты топлива в теплофикационном режиме рассчитан по нижеприведенной формуле при температуре уходящих газов КУ, равной 100 ⁰С, и расходе пара в конденсатор 18 т/ч:

где – теплота, подведенная в камере сгорания; – теплота уходящих газов КУ; – теплота пара сбрасываемого в конденсатор.

      В зависимости от используемых модулей ГТУ-КУ, достигает 47,2…51,4 %, что приближает экономичность работы такой ПГУ к современному высокому уровню 55…60 %.

      В заключении хотелось бы отметить, что  авторы, в той или иной степени, видят актуальность всех описанных  вариантов модернизации энергоблоков с паровыми теплофикационными турбинами путем ввода последних в состав парогазовых установок, однако считают, что предпочтительным вариантом является вариант парогазового цикла ПГУ с двухконтурным котлом-утилизатором. Эта схема наиболее приближена к современным понятиям об экономичной работе энергоблоков и энергосберегающем производстве электрической и тепловой энергии. 

    Список  литературы

1. Трухний А.Д., Баринберг Г.Д., Русецкий Ю.А. Исследование целесообразности использования уходящих газов газотурбинной установки для нагрева питательной воды в паротурбинной установке с турбиной Т-110/120-12,8 // Теплоэнергетика. 2006. № 2. С. 16-20.
2. Баринберг Г.Д., Кортенко В.В., Коган П.В. Эффективность привлечения теплофикационных турбин для покрытия пиков и провалов графика электрических нагрузок // Тяжелое машиностроение. 2002. № 2. С. 12-14.
3. Баринберг Г.Д., Коган П.В. Эффективность теплофикационной паровой турбины Тп-110/120-12,8-12М в составе ПГУ // Теплоэнергетика. 2003. № 6. С. 12-15.
4. Ольховский Г.Г. Применение ГТУ и ПГУ на электростанциях // Энергорынок. 2004. № 5.
5. Баринберг Г.Д., Валамин А.Е., Гольдберг А.А., Ивановский А.А., Новоселов В.Б., Плахтий В.Н., Сахнин Ю.А. Теплофикационная паровая турбина Т-53/67-8,0 для ПГУ-230 Минской ТЭЦ-3 // Теплоэнергетика. 2008. № 8. С. 13-24.