help div

13.1. Принципиальная схема, основные параметры и технико-экономические показатели

Теплоэлектроцентраль с ПГУ (ПГУ-ТЭЦ) служит для выработки электроэнергии и тепла. Получение горячей сетевой воды, направляемой на отопление зданий, на ПГУ-ТЭЦ принципиально не отличается от ее получения на обычной ТЭЦ: пар соответствующего давления, греющий сетевую воду, отбирается от паровой турбины ПГУ и направляется в сетевые подогреватели. В них греющий пар конденсируется и передает тепло конденсации сетевой воде.

На Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга планируется установить четыре одинаковых парогазовых энергоблока ПГУ-450Т номинальной мощностью по 450 МВт (табл. 13.1).

 

Таблица 13.1 Проектные технико-экономические показатели Северо-Западной ТЭЦ
Показатель Единица измерения Значение
Количество энергоблоков шт. 4
Установленная мощность:
      электрическая
      тепловая

МВт
Гкал/ч

1800
1400
Топливо:
      основное
      резервное



природный газ
дизельное
Годовая выработка:
      электроэнергии
      тепла с горячей водой

млн кВт·ч
тыс. Гкал

9730
6930
Расход электроэнергии на собственные нужды % 3,6
Число часов использования установленной мощности в году:
      электрической
      тепловой


ч
ч


5445
5139

Удельный расход условного топлива на отпуск:
      электроэнергии
      тепла

г/(кВт·ч)
кг/Ткал

154,5
170,0

 

Первый энергоблок ПГУ-450Т введен в эксплуатацию 22 декабря 2000 г. В настоящее время идет монтаж оборудования второго энергоблока. Оба энергоблока устанавливаются в одном машинном зале и составят первую очередь ТЭЦ.

Суммарная электрическая мощность всех энергоблоков ТЭЦ при работе в теплофикационном режиме составит 1800 МВт. Это будет самая мощная ТЭЦ в России (и, наверное, в мире). Напомним, что самые мощные ТЭЦ в России (ТЭЦ-23 и ТЭЦ-26 Мосэнерго) имеют мощность по 1410 МВт. При отключенных тепловых отборах, т.е. в конденсационном режиме мощность ТЭЦ составит 2000 МВт.

Установленная тепловая мощность ТЭЦ по отпуску горячей сетевой воды составит 1400 Гкал/ч (1630 МВт).

ТЭЦ работает на природном газе, а в качестве резервного топлива использует дизельное топливо. Она использует оборотную систему технического водоснабжения с двумя градирнями (по одной на каждую очередь с площадью орошения по 3200 м2). Общий расход циркуляционной воды составит 76 000 т/ч.

Проектирование Северо-Западной ТЭЦ выполнено содружеством ведущих российских и зарубежных фирм: Северо-Западным филиалом ВНИИПИэнергопром, ВТИ, ОРГРЭС, ЛМЗ, ЗиО, «Электросила». Самое активное участие принимали ведущие специалисты Северо-Западной ТЭЦ и РАО «ЕЭС России»; ряд необходимых исследований выполнен научно-исследовательскими организациями и вузами. Активную помощь в создании первого энергоблока ТЭЦ оказали германская фирма Siemens и бельгийская фирма Cockerille.

При создании первой очереди ТЭЦ было использовано в основном отечественное энергетическое оборудование, в целом в рамках принятой технической концепции не уступающее западному уровню. Совместное российско-германское предприятие «Интертурбо» (ЛМЗ — Siemens) изготовило для первой очереди две ГТУ V94.2 (см. подробнее 7 и 14), машиностроительный завод ЗиО (г. Подольск) совместно с фирмой Cockerille спроетировал и построил два котла-утилизатора, ЛМЗ спроектировал и изготовил паровую турбину, завод «Электросила» (г. Санкт-Петербург) изготовил генератор с воздушным охлаждением.

По расчетам в годовом разрезе удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии составит (см. табл. 13.1) bэ = 154,2 г/(кВт·ч), а на отпуск тепла bт = 170 кг/Ткал. Необходимо еще раз подчеркнуть, что эти значения не имеют никакого отношения к расходам физического топлива (см. лекцию 3), так как экономия топлива от теплофикации при комбинированной выработке тепловой и электрической энергии разделяется чисто условно (в данном случае по «физическому» методу). Однако приведенные выше значения bэ и bт можно сравнить с такими же показателями какой-либо мощной традиционной ТЭЦ, которые рассчитаны точно таким же образом. Если обратиться к показателям ТЭЦ-26 Мосэнерго, то для нее средние за много лет значения bэ » 252 г/(кВт·ч), а bт » 170 кг/Ткал. Таким образом, производство тепла на традиционной ТЭЦ и на ТЭЦ с ПГУ-450Т осуществляется с примерно одинаковой экономичностью. Однако электроэнергия на ТЭЦ с ПГУ-450Т вырабатывается с экономией топлива в

 

 

Рис. 13.1. Структурная схема энергоблока ПГУ-450Т

 

На рис. 13.1 показана структурная схема энергоблока ПГУ-450Т. Она выполнена по схеме дубль-блока: две одинаковые ГТУ типа V94.2 и паровая турбина приводят свои электрогенераторы. Таким образом, ПТУ является трехвальной.

Каждая из ГТУ имеет мощность 157 МВт. Ее компрессор со степенью сжатия pк = 11,1 засасывает из атмосферы 509 кг/с воздуха и подает его в две камеры сгорания. С температурой 1100 °С газы поступают к газовой турбине и расширяются в ней, вырабатывая мощность для привода компрессора и электрогенератора.

Уходящие газы каждой из ГТУ с температурой 537 °С направляются в свой двухконтурный котел-утилизатор, который генерирует пар двух давлений: 8 и 0,65 МПа. От обоих котлов пар поступает в одну паровую турбину ПТ. Пар высокого давления имеет температуру 515 °С, и он направляется на вход ЦВД паровой турбины. Пар низкого давления с температурой 200 °С подается в камеру ЦВД, расположенную за четыре ступени до выхода из него. Он сливается с потоком пара из ЧВД, и далее оба потока расширяются совместно в последних четырех ступенях ЦВД.

На выходе из ЦВД общий поток пара разделяется на два: первый поток пара направляется в теплофикационную установку (в верхний сетевой подогреватель горизонтального типа ПСГ-2) для нагрева сетевой воды, а второй поступает в двухпоточный ЦНД. В каждом из потоков ЦНД установлена регулирующая диафрагма, которая снова разделяет его на два потока. Первый из них поступает в нижний сетевой подогреватель ПСГ-1, а второй продолжает расширение в ЦНД (это так называемый конденсационный поток пара), и поступает в конденсатор. Образовавшийся конденсат питательным насосом разводится на входы котлов-утилизаторов.

Номинальная мощность паровой турбины составляет 161,6 МВт.

Характерная особенность ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ — отсутствие байпасной трубы (см. лекцию 8 и рис. 8.3). Это усложняет эксплуатацию и не дает возможности работать ГТУ в автономном режиме (в лучшем случае образующийся в котле-утилизаторе пар можно сбрасывать в обвод турбины в конденсатор или другое конденсационное устройство). Однако отказ от байпасной трубы в данном конкретном случае оправдывается несколькими обстоятельствами. Первое из них состоит в том, что ПГУ-ТЭЦ предназначена в первую очередь для несения теплофикационной нагрузки, которая достаточно стабильна, и потому ПГУ будет останавливаться и пускаться несколько раз в году. Второе обстоятельство связано с высокой экономичностью, которая существенно выше экономичности всех работающих энергоблоков на северо-западе России. Поэтому ПГУ-450Т должна работать в базовом режиме при максимальной загрузке. И, наконец, паровая турбина — настолько надежный элемент ПГУ, что ее аварийный вывод из работы достаточно редкое явление.