Схемы и показатели газотурбинных установок электростанций

Газотурбинные электростанции в СССР в качестве самостоятельных энергетических установок получили ограниченное распростра­нение. Серийные газотурбинные установки (ГТУ) обладают невысокой экономичностью, потребляют, как правило, высококачественное топливо (жидкое или газообразное). При ма­лых капитальных затратах на сооружение они характеризуются высокой маневренностью, поэтому в некоторых странах, например в США, их используют в качестве пиковых энергоустановок. ГТУ имеют по сравнению с паровыми турбинами повышенные шумовые характеристики, требующие дополнительной звукоизоляции машинного отделения и воздухозаборных устройств. Воздушный компрес­сор потребляет значительную долю (50-60%) внутренней мощности газовой турбины. Вследствие специфического соотношения мощностей компрессора и газовой турбины диапазон из­менения электрической нагрузки ГТУ невелик.

Единичная мощность установленных газо­вых турбин не превышает 100-150 МВт, что значительно меньше требуемой единичной мощности крупных энергоблоков.

Большинство современных ГТУ работает по схеме непрерывного сгорания топлива и выполняется по открытому (разомкнутому) или закрытому (замкнутому) циклу в зависи­мости от вида сжигаемого топлива.

В ГТУ открытого цикла в качестве топли­ва используется жидкое малосернистое газо­турбинное топливо или природный газ, кото­рые подаются в камеру сгорания (рис. 9.1). Необходимый для сгорания топлива воздух очищается в комплексном воздухоочиститель­ном устройстве (фильтре) и сжимается в ком­прессоре до давления МПа. Для получения заданной температуры газов перед газовой турбиной

°С в камере сгорания поддерживается нужный избыток воздуха (2,5-5,0) с учетом теоретической температуры горения топлива, вида топли­ва, способа его сжигания и др. Горячие газы являются рабочим телом в газовой турбине, где они расширяются, а затем при температу­ре

°С выбрасываются в дымо­вую трубу.

Рис. 9.1. Принципиальная тепловая схема ГТУ откры­того цикла:

К - воздушный компрессор;ГТ - газовая турбина;Г - элект­рогенератор;ПУ - пусковое устройство;Ф- воздушный фильтр;КС - камера сгорания топлива

ГТУ замкнутого цикла (рис. 9.2) позво­ляют использовать как твердое, так и высо­косернистое жидкое топливо (мазут), сжи­гаемое в камере сгорания, где установлен подогреватель рабочего тела, обычно воздуха. Включение в схему воздухоохладителя умень­шает работу сжатия в компрессоре, а регене­ратора - повышает экономичность ГТУ. Пока не получили применения ГТУ замкнутого цик­ла с другими рабочими телами (гелий и т. п.).

Основные преимущества ГТУ для энерго­системы заключаются в их мобильности. В за­висимости от типа установки ее время пуска и нагружения составляет 5-20 мин. ГТУ ха­рактеризуются более низкой удельной стои­мостью (на 50-80% меньше, чем у базовых энергоблоков), высокой степенью готовности к пуску, отсутствием потребности в охлажда­ющей воде, возможностью быстрого строи­тельства ТЭС при малых габаритах электро­станции и незначительном загрязнении окру­жающей среды. Вместе с тем ГТУ имеют невысокий КПД производства электроэнергии (28-30%), заводское изготовление их слож­нее, чем паровых турбин, они нуждаются в до­рогих и дефицитных видах топлива. Эти обстоятельства определили и наиболее рацио­нальную область использования ГТУ в энер­госистеме в качестве пиковых и обычно авто­номно запускаемых установок с использова­нием установленной мощности 500- 1000 ч/год. Для таких установок предпочти­тельна конструктивная схема в виде одновальной ГТУ простого цикла без регенерации или с регенератором теплоты уходящих газов (рис. 9.3,а, б). Такая схема характеризуется большой простотой и компактностью установ­ки, которая в значительной степени изготав­ливается и монтируется на заводе. Энергети­ческие ГТУ, эксплуатация которых планиру­ется в полубазовой части графика электриче­ской нагрузки, экономически оправдано вы­полнять по более сложной конструктивной схеме (рис. 9.3,в).

Рис. 9.2. Принципиальная схема ГТУ закрытого цикла:

ВП - воздухоподогреватель;ГТ - газовая турбина;Р - реге­нератор;ВК -воздушный компрессор;Г - электрогенератор;ПУ - пусковое устройство

Рис. 9.3. Конструктивные схемы различных типов ГТУ:

а - ГТУ простого цикла без регенерации; б - ГТУ простого цикла с регенератором теплоты уходящих газов;в - двухвальная ГТУ с двухступенчатым подводом теплоты топлива:Т - подвод топлива;КВД. КПД - воздушные компрессоры высо­кого и низкого давления;ГТВД, ГТНД - газовые турбины вы­сокого и низкого давления

В Советском Союзе работают газотурбин­ные электростанции с ГТУ типов ГТ-25-700, ГТ-45-3, ГТ-100-750-2 и других с начальной температурой газов перед газовой турбиной 700-950 °С. Ленинградским металлическим заводом разработаны проекты новой серии ГТУ мощностью 125-200 МВт при начальной температуре газов соответственно 950, 1100 и 1250 °С. Они выполнены по простой схемес открытым циклом работы, одновальными, без регенератора (табл. 9.1). Тепловая схема газотурбинной установки ГТ-100-750-2 ЛМЗ показана на рис. 9.4,а, а компоновка электростанции с такими турбинами - на рис. 9.4,б. Эти ГТУ эксплуатируются на Краснодарской ТЭЦ, на ГРЭС им. Классона Мосэнерго, на пиковой ТЭС в г. Инота Вен­герской Народной Республики и др.

Таблица 9.1

	Показатели ГТУ
Газотурбинная установка	Электрическая мощность, МВт	Расход возду- ха через ком- прессор,кг/с	Степень сжа- тия в компрес-	Начальная тем-ра газов,	Электрический
ГТ-100-750-2М*
«Дженерал электрик»

* Турбинаи компрессор двухвальные; вал с турбиной и компрессором высокого давления имеет повышенную частоту вращения.

** Приработе на природном газе (жидком газотурбинном топливе).

Рис. 9.4. Газотурбинная установка ГТ-100-750-2 ЛМЗ:

а - тепловая схема:1-8 - подшипники ГТУ; / - воздух из атмосферы;II - охлаждающая вода;III - топливо (природ­ный газ); /V- уходящие газы;V- пар к пусковой турбине (р=1,2 МПа,t=235°С);ГШ- глушитель шума; КНД - компрессор низкого давления;ВО - воздухоохладители;КВД - ком­прессор высокого давления; КСВД - камера сгорания высокого давления;ТВД - турбина высокого давления;КСНД - камера сгорания низкого давления;ТНД - турбина низкогодавления;ВП - внутренний подшипник; В - возбудитель;ПТ - пусковая турбина;АПК - антипомпажные клапаны за КНД; б - компоновка (поперечный разрез):/ - КНД; 2-ВО; 3 - КВД; 4 - КСВД; 5 - ТВД; 6 - КСНД; 7-ТНД; 8 - ПТ;9 - дымовая труба;10 - антипомпажный кла­пан (АПК); Л-электрогенератор (Г);12- мостовой кран;13- фильтры для очистки воздуха;14 - глушители шума;15 - маслонасосы системы регулирования; 16- теплофикационные подо­греватели; /7 - шиберы на выхлопных газоходах;18 - масло­охладители

Жидкое газотурбинное топливо, применяе­мое для отечественных ГТУ, на электростан­ции подвергается фильтрации и промывке от солей щелочных металлов. Затем в топливо добавляют присадку с содержанием магния для предотвращения ванадиевой коррозии. По данным эксплуатации такая подготовка топлива способствует длительной работе га­зовых турбин без загрязнения и коррозии проточной части.

Ростовским отделением АТЭП разработан типовой проект пиковой газотурбинной элек­тростанции с ГТУ ГТЭ-150-1100. На рис. 9.5 приведена принципиальная тепловая схема такой ГТУ, рассчитанной на сжигание жид­кого газотурбинного топлива или природного газа. ГТУ выполнена по простой открытой схеме, роторы газовой турбины и компрессора расположены в одном транспортабельном кор­пусе, что значительно сокращает сроки мон­тажа и трудозатраты. Газотурбинные агрега­ты устанавливаются поперечно в машинном зале электростанции с пролетом 36 и ячейкой блока в 24 м. Дымовые газы отводятся в ды­мовую трубу высотой 120 м с тремя металли­ческими газоотводящими стволами.

Рис. 9.5. Принципиальная тепловая схема газотурбин ной установки ЛМЗ ГТЭ-150-1100:

ВК - вспомогательный компрессор пневмораспыления топлива:ПТ - паровая турбина;Р - редуктор блока разгонного устройства;ЭД - электродвигатель вспомогательного компрессораГТ - газовая турбина;Т - подвод жидкого топлива, соответствующего ГОСТ 10743-75,= 42,32 МДж/кг (10 110 ккал/кг)ДТ - дымовая труба;АПК - антипомпажный клапан

Важной особенностью газотурбинных ус­тановок является зависимость их показателей от параметров наружного воздуха, а в первую очередь от его температуры. Под ее влиянием изменяется расход воздуха через компрессор, соотношение внутренних мощностей компрес­сора и газовой турбины и в итоге - электри­ческая мощность ГТУ и ее КПД. В МЭИ вы­полнены многовариантные расчеты работы ГТЭ-150 на жидком газотурбинном топливе и на тюменском природном газе в зависимости от температуры и давления наружного возду­ха (рис. 9.6, 9.7). Полученные результаты подтверждают повышение тепловой эконо­мичности ГТУ с ростом температуры газов перед газовой турбиной

и с понижениемтемпературы наружного воздуха . Повы­шение температуры от

=800°С до

= =1100°С повышает электрический КПД ГТУ на 3% при= -40 °С и на 19% при= 40 °С. Понижение температуры наружного воздуха с +40 до -40°С приводит к значи­тельному увеличению электрической мощно­сти ГТУ. Для различных начальных темпера­тур это увеличение составляет 140-160%. Для ограничения роста мощности ГТУ при понижении температуры наружного воздуха и с учетом возможности перегрузки электро­генератора (в рассматриваемом случае типа ТГВ-200) приходится воздействовать либо на температуру газов перед газовой турбиной, уменьшая расход топлива (кривые4 на рис. 9.6 и 9.7), либо на температуру наруж­ного воздуха, подмешивая небольшое количе­ство уходящих газов (2-4%) к засасываемо­му компрессором воздуху. Постоянный расход воздуха в диапазоне нагрузок 100-80% мож­но поддерживать также прикрытием входного направляющего аппарата (ВНА) компрессо­ра ГТУ.

Рис. 9.6. Зависимость электрической мощности ГТУ

от температуры наружного воздуха:

1-

=1100°С; 2-

= 950°С; 3 -

= 800 °С; 4-

=

; - работа ГТУ на природном газе; работа ГТУ на жидком топливе

Рис. 9.7. Зависимость электрического КПД ГТУ

от температуры наружного воздуха (обозначения см. на рис. 9.6)

Изменение электрического КПД в сторону его уменьшения особенно значительно притемпературе наружного воздуха выше 5-10 °С (рис. 9.7). С повышением температуры наружного воздуха от +15 до +40 С С этот КПД уменьшается на 13-27% в зависимости от температуры газов перед газовой турбиной и вида сжигаемого топлива.

Повышение наружной температуры воз­духа увеличивает коэффициент избытка воз­духа за газовой турбиной и температуру ухо­дящих газов, что способствует ухудшению энергетических показателей ГТУ.

Повышение атмосферного давления при­водит к повышению расхода воздуха через компрессор вследствие увеличения плотности воздуха. С ростом этого давления в диапазо­не

кПа (720-800 мм рт. ст.) при постоянном значении температуры наруж­ного воздуха электрическая мощность ГТУ возрастает примерно на 10 %, тогда как электрический КПД установки остается прак­тически постоянным.

Расчет принципиальной тепловой схемы ГТУ производят, последовательно рассчиты­вая показатели работы компрессора и газо­вой турбины. Для определения энергетических показателей одноступенчатой простой ГТУ (см. рис. 9.1) с достаточной точностью мож­но использовать следующие зависимости:

Мощность, кВт, привода компрессора

где - удельная теплоемкость воздуха, кДж/(кг-К);

- температура наружного воздуха, К;- степень сжатия воздуха в компрессоре;

- показатель изоэнтропы;

- политропный КПД компрессора;- расход воздуха через ком­прессор, кг/с.

Расход топлива в камере сгорания, кг/с,

где - температура воздуха за компрессо­ром, °С;

- утечка воздуха через концевые уплотнения компрессора, кг/с; - расход воздуха на охлаждение лопаточного аппарата газовой турбины, кг/с;

- КПД камеры сго­рания.

Внутренняя мощность газовой турбины, кВт,

Энтальпию газов

, кДж/кг, при температурах на входе и выходе газовойтур­биныприближенно можно определить по выражению

Поправочный коэффициент, учитывающий влияние сжигаемого топлива на состав газов, можно оценить приближенно: =1,0125 при сжигании жидкого топлива,

при сжигании природного газа.

Температуру газов за газовой турбиной, °С,

определяют, принимая сначала

; внутренний относительный КПД газовой тур­бины

;

- степеньрасширения газов в газовой турбине с уче­том потерь давления воздуха в камере сгора­ния и на выхлопе турбины. По полученному значению

определяют значение

, а затем рассчитывают истинное значение тем­пературы t к.т , подставляя в (20.5) значения

k =0.5(k н.т - k к.т ) .

Электрическая мощность ГТУ, кВт,

где

.

Электрический КПД ГТУ

.

Парогазовые установки электростанций

Сочетание паротурбинной и газотурбинной установок, объединяемых общим технологиче­ским циклом, называют парогазовой установ­кой (ПГУ) электростанции. Соединение этих установок в единое целое позволяет снизить потерю теплоты с уходящими газами ГТУ или парового котла, использовать газы за газовы­ми турбинами в качестве подогретого окисли­теля при сжигании топлива, получить допол­нительную мощность за счет частичного вытеснения регенерации паротурбинных уста­новок и в конечном итоге повысить КПД паро­газовой электростанции по сравнению с паро­турбинной и газотурбинной электростанциями.

Применение ПГУ для сегодняшней энерге­тики - наиболее эффективное средство значи­тельного повышения тепловой и общей эконо­мичности электростанций на органическом топливе. Лучшие из действующих ПГУ имеют КПД до 46%, а проектируемые - до 48-49%, т. е. выше, чем на проектируемых МГД-установках.

Среди различных вариантов ПГУ наи­большее распространение получили следую­щие схемы: ПГУ с высоконапорным парогене­ратором (ВПГ), ПГУ со сбросом газов газо­вой турбины в топку парового котла, ПГУ с утилизационным паровым котлом (УПК), полузависимые ПГУ, ПГУ с внутри цикловой газификацией твердого топлива.

Разработанные в НПО ЦКТИ ПГУ с вы­соконапорным парогенератором работают на природном газе или на жидком газотурбин­ном топливе (рис. 9.8). Воздушный компрес­сор подает сжатый воздух в кольцевой зазор корпуса ВПГ и в дополнительную камеру сгорания ДКС, где его температура повыша­ется. Горячие газы после сжигания топлива в топочной камере имеют давление 0,6- 1,2 МПа в зависимости от давления воздуха за компрессором и используются для генера­ции пара и его перегрева. После промежуточ­ного перегревателя - последней поверхности нагрева ВПГ - газы с температурой пример­но 700 °С поступают в дополнительную каме­ру сгорания, где догреваются до 900 °С и по­ступают в газовую турбину. Отработавшие в газовой турбине газы направляются в трех­ступенчатый газоводяной экономайзер, где они охлаждаются питательной водой и основ­ным конденсатом паровой турбины. Такое подключение экономайзеров обеспечивает по­стоянную температуру уходящих газов 120- 140 °С перед их выходом в дымовую трубу. Вместе с тем в такой ПГУ происходит час­тичное вытеснение регенерации и увеличение мощности паротурбинной установки.

Рис. 9.8. Принципиальная тепловая схема парогазовой установки ПГУ-250 с высоконапорным парогенера­тором ВПГ-600-140:

БС - барабан-сепаратор;ПЕ - пароперегреватель;ПП - промежуточный перегреватель;И - испарительные поверхности нагре­ва;ЦН- циркуляционный насос;ЭК1 - ЭКШ - газоводяные экономайзеры утилизации теплоты уходящих газов ГТУ;ДПВ - деаэратор питательной воды;ДКС - дополнительная камера сгорания

Высоконапорный парогенератор является общей камерой сгорания топлива для паро­турбинной и для газотурбинной установки. Особенностью такой ПГУ является и то, что избыточное давление газов в схеме позволяет не устанавливать дымососы, а воздушный компрессор заменяет дутьевой вентилятор; от­падает необходимость в воздухоподогревателе. Пар из ВПГ направляется в паротурбинную установку, имеющую обычную тепловую схему.

Существенным преимуществом данной ус­тановки является уменьшение габаритов и массовых показателей ВПГ, работающего придавлении в газовом тракте 0,6-1,2 МПа. Высоконапорный парогенератор целиком из­готавливается в заводских условиях. В соот­ветствии с требованиями транспортировки паропроизводительность одного корпуса ВПГне превышает 350-10 3 кг/ч. Парогенератор ВПГ-650-140-545/545 ПО ТКЗ, например, состоит из двух корпусов. Его газоходы экра­нированы сварными газоплотными панелямииз оребренных труб.

ПГУ с ВПГ целесообразно применять при умеренных температурах газов перед ГТУ. С увеличением этой температуры уменьшается доля теплоты, передаваемой газами поверх­ности нагрева высоконапорного парогенера­тора.

Автономная работа паровой ступени ПГУ с ВПГ невозможна, что является недостатком этой схемы, требующей равной надежности газотурбинной установки, паровой турбины, парогенератора. Применение ГТУ со встроен­ными камерами сгорания (например, ГТЭ-150) также недопустимо.

Использование ПГУ с ВПГ перспективно в схемах с внутрицикловой газификацией угля.

На рис. 9.9 показана компоновка ПГУ-200-250 с турбинами К-160-130 и ГТ-35-770 или К-210-130 и ГТ-45-3. Аналогич­ная установка ряд лет успешно работает на Невинномысской ГРЭС. Применение таких ПГУ способно обеспечивать экономию топли­ва на ТЭС на 15%, снижение удельных капи­таловложений на 12-20%, снижение метал­лоемкости оборудования на 30% по сравне­нию с паротурбинной ГРЭС.

ПГУ со сбросом газов газовой турбины в топку парового котла характеризуются тем, что уходящие газы газовой турбины являются высокоподогретым (450-550°С) забалласти­рованным окислителем с содержанием кисло­рода 14-16%. По этой причине их целесооб­разно использовать для сжигания основной массы топлива в паровом котле (рис. 9.10). ПГУ по такой схеме реализована и успешно работает на Молдавской ГРЭС (станционные энергоблоки № 11 и 12). Для ПГУ использовано серийное оборудование: паровая турбина К-210-130 ПОТ ЛМЗ на параметры пара 13 МПа, 540/540 °С, газовая турбина ГТ-35-770 ПОАТ ХТЗ, электрогенераторы па­ровой и газовой ступеней ТГВ-200 и ТВФ-63-243, однокорпусный паровой котел с естественной циркуляцией типа ТМЕ-213 производительностью 670*10 3 кг/ч. Котел поставляется без воздухоподогревателя и мо­жет работать как «под наддувом», так и с уравновешенной тягой. Для этого в схеме предусмотрены дымососы ДС. Данная схема ПГУ позволяет работать в трех различных режимах: режим ПГУ и режимы автономной работы газовой и паровой ступеней.

Рис. 9.9. Компоновка главного корпуса ПГУ-250 с высоконапорным парогенератором:

а - поперечный разрез; б - план; обозначения см. на рис. 9.8

Основным является режим работы уста­новки по парогазовому циклу. Уходящие газы газовой турбины (в ее камере сгорания сжи­гается жидкое газотурбинное топливо) пода­ются в основные горелки котла. В горелки по­ступает и подогретый в калорифере недостаю­щий для процесса горения воздух, нагнетае­мый вентилятором дополнительного воздуха ВДВ. Уходящие газы парового котла охлаж­даются в экономайзерах высокого и низкого давления и затем направляются в дымовую трубу. Через экономайзер высокого давления ЭКВД как в режиме ПГУ, так и при авто­номной работе паровой ступени подается при­мерно 50% питательной воды после питатель­ных насосов. Затем вся питательная вода поступает в основной экономайзер котла с температурой 250°С. В экономайзер низкого давления ЭКНД поступает основной конденсат турбины после ПНД5 (при нагрузках больше 50%) либо после ПНД4 (при нагруз­ках ниже 50%). В связи с этим регенератив­ные отборы паровой турбины частично раз­гружены, а давление пара в ее проточной части несколько возрастает; увеличен пропуск пара в конденсатор турбины.

Рис. 9.9. Продолжение

При автономной работе паровой ступени воздух, необходимый для сжигания топлива в котле, подается дутьевым вентилятором ДВ в калориферы, где подогревается до 180 °С и затем направляется в горелки. Паровой котел работает под разрежением, создаваемым ды­мососами ДС. При автономной работе газо­вой ступени уходящие газы направляются в дымовую трубу.

Возможность работы ПГУ в различных режимах обеспечена установкой автоматиче­ски управляемой системы быстрозапорных газовоздушных шиберов (заслонок) большого диаметра, монтируемых на газовоздуховодах для отключения того или иного элемента ус­тановки. Это удорожает схему и снижает ее надежность.

С повышением температуры газов перед газовой турбиной ПГУ и при более низкой степени сжатия воздуха в компрессоре со­держание кислорода в уходящих газах газо­вой турбины уменьшается, что требует подачи дополнительного количества воздуха. Это при­водит к увеличению объема газов, проходя­щих через конвективные поверхности нагрева парового котла, а также потерь теплоты с уходящими газами . Возрастает и расход электроэнергии на привод дутьевого вентиля­тора. При сжигании в котле твердого топлива подогретый воздух используется в системе пылеприготовления.

Опыт эксплуатации ПГУ-250 на Молдав­ской ГРЭС показал, что ее экономичность в значительной степени зависит от нагрузки паровой и газовой ступеней. Удельный расход условного топлива при номинальной нагруз­ке 240-250 МВт достигает 315 г/(кВт-ч).

Парогазовые электростанции подобного типа широко распространены за рубежом (США, Англия, ФРГ и др.). Преимущество ПГУ этого типа заключается в том, что ис­пользуется паровой котел обычной конструк­ции, в котором возможно применение любого вида топлива, в том числе твердого. В камере сгорания ГТУ сжигают не более 15-20% необходимого для всей ПГУ топлива, что уменьшает потребление его дефицитных сортов. Пуск такой ПГУ обычно начинают с пуска ГТУ, использование теплоты уходя­щих газов которой позволяет поднять в паро­вом котле параметры пара и сократить коли­чество топлива, расходуемого на пуск паро­турбинного оборудования.

Рис. 9.10. Принципиальная тепловая схема ПГУ-250 со сбросом газов ГТУ в топку парового котла:

ПЕ- пароперегреватель свежего пара; ПП-промежуточный пароперегреватель;ЭК, ЭКВД, ЭКНД - экономайзеры: основной, вы­сокого и низкого давления;П1 –П7 - подогреватели системы регенерации паровой ступени;ДПВ - деаэратор питательной во­ды;ПЭН, КН, ДН - питательный, конденсатный, дренажный насосы;НР - насос рециркуляции основного конденсата в ЭКНД;ДВ, ВДВ - вентиляторы дутьевой и дополнительного воздуха; КЛ1,КЛ11 - калориферы первой и второй ступеней; В - впрыск питательной воды из промежуточной ступени ПЭН;ДС - дымосос

ПГУ с утилизационными паровыми котла­ми позволяют использовать уходящие газы газовых турбин для генерации пара. На та­ких установках возможна реализация чисто бинарного цикла без дополнительного сжига­ния топлива с получением пара низких пара­метров. На рис. 9.11 приведена предложен­ная МЭИ схема такой ПГУ, в которой ис­пользуются газовая турбина ГТЭ-150-1100 и турбина насыщенного пара К-70-29, применяе­мая на АЭС. Параметры пара перед турби­ной 3 МПа, 230 °С. По условию допустимых температурных перепадов между газами и паром и наиболее полного использования теп­лоты уходящих газов промежуточный паро­перегреватель выполнен газопаровым и размещен за экономайзером по ходу газов. Часть дымовых газов за газовой турбиной вводится в рассечку между испарительной и экономайзерной поверхностями нагрева утилизацион­ного парового котла УПК, что обеспечивает нужный температурный напор. Для таких ус­тановок характерны высокие значения энерге­тического коэффициента ПГУ и использование только вы­сококачественного органического топлива, главным образом природного газа. При тем­пературе наружного воздуха +15°С и темпе­ратуре уходящих газов 160 °С суммарная электрическая мощность ПГУ составляет при­близительно 220 МВт, КПД равен 44,7%, а, удельный расход условного топлива 281 г/(кВт-ч).

Рис. 9.11. Принципиальная тепловая схема ПГУ-220 с котлом-утилизатором и турбиной на насыщенном паре без дожигания топлива:

УПК - утилизационный котел (парогенератор); С - сепаратор влаги;ДН - дренажный насос; остальные обозначения см. на рис. 20.8, 20.10

Всесоюзным теплотехническим институтом и АТЭП разработан вариант маневренной ПГУ без дожигания топлива перед утилиза­ционным паровым котлом. В состав ПГУ включены одна газовая турбина ГТЭ-150-1100, одноцилиндровая паровая турбина мощностью 75 МВт на параметры пара 3,5 МПа, 465 °С при расходе пара 280-10 3 кг/ч, утилизацион­ный паровой котел с поверхностью нагрева 40-10 3 м 2 из оребренных труб. Модуль глав­ного корпуса электростанции такой ПГУ-250 запроектирован однопролетным с шириной пролета 24 м. Газотурбинная установка, па­ровая турбина и электрический генератор между ними смонтированы в виде одновального агрегата. При температуре наружного воз­духа +5 °С ПГУ-250 имеет удельный расход условного топлива 279 г/(кВт-ч).

Применение в схеме ПГУ с котлами-ути­лизаторами более мощных серийных паротур­бинных установок потребует большего расхо­да пара высоких параметров. Это возможно при повышении температуры газов на входе в котел до 800-850 °С за счет дополнитель­ного сжигания до 25% общего расхода топ­лива (природного газа) в горелочных уст­ройствах котла. На рис. 20.12 приведена принципиальная тепловая схема ПГУ-800 та­кого типа по проекту ВТИ и АТЭП. В ее со­став включены две газотурбинные установки ГТЭ-150-1100 ПОТ ЛМЗ, двухкорпусный ути­лизационный паровой котел ЗиО на суммар­ную паропроизводительность 1150-10 3 кг/ч и параметры пара 13,5 МПа, 545/545 °С, паро­вая турбина К-500-166 ПОТ ЛМЗ. Данная схема имеет ряд особенностей. Регенератив­ные отборы турбины (кроме последнего) за­глушены; в системе регенерации имеется только смешивающий ПНД. Применена без-деаэраторная схема с деаэрацией конденсата турбины в конденсаторе и в смешивающем подогревателе. Конденсат с температурой 60 °С подается двумя питательными насосами ПЭ-720-220 в экономайзер котла. Отсутствие регенеративных отборов пара повышает его пропуск в конденсатор турбины, электриче­ская мощность которой ограничена в связи с этим до 450 МВт.

Утилизационный паровой котел П-образной компоновки прямоточного типа состоит целиком из конвективных поверхностей на­грева. В каждый из корпусов УПК после ГТУ поступают уходящие газы в количестве 680 кг/с с температурой 430-520 °С и содержанием кислорода 14-15,5%. В основных горелках УПК сжигается природный газ. а температура газов перед поверхностями на­грева котла повышается до 840-850 °С. Про­дукты сгорания последовательно охлаждай­ся в пароперегревателях (промежуточном и основном), в испарительных и экономайзерных поверхностях нагрева и при температуре ~125°С направляются в дымовую трубу. Специфической особенностью котла являет­ся его работа при значительном массовом расходе газов. Отношение его паропроизводительности к расходу продуктов сгорания в 5-6 раз ниже, чем у обычных паровых кот­лов энергоблоков. В результате этого мини­мальный температурный напор перемещается из зоны промежуточного пароперегревателя (для прямоточного газомазутного котла) на горячий конец экономайзера. Небольшое зна­чение этого температурного напора (20- 40 °С) заставило конструкторов УПК выпол­нить экономайзер из оребренных труб диа­метром 42X4 мм, что снизило его массу, но повысило аэродинамическое сопротивление котла. Вследствие этого несколько уменьши­лась электрическая мощность газотурбинной установки и всей ПГУ.

Основным режимом ПГУ-800 является ее работа по парогазовому циклу, при этом ути­лизационный паровой котел работает под над­дувом. Преимущество таких ПГУ-возмож­ность режимов автономной работы газовой и паровой ступеней. Самостоятельная работа ПГУ происходит при несколько пониженной мощности в связи с повышенным сопротивле­нием выхлопа, осуществляемого транзитом газов через котел-утилизатор. Для обеспече­ния автономной работы паротурбинного блока необходимо некоторое усложнение схемы, в которую дополнительно должны быть вклю­чены шиберы и дымососы. При таком режиме работы закрывают шиберы 1 и 2 (рис. 9.12) и открывают шиберы 3 -5. Основное количе­ство уходящих газов котла (около 70%) обо­гащают воздухом и при помощи дымососа рециркуляции ДР с температурой 80 °С на­правляют к дополнительным горелкам перед котлом. При этом количество сжигаемого в УПК топлива возрастает втрое. Неисполь­зованное количество уходящих газов котла (около 30%) дымососом ДС сбрасывают в ды­мовую трубу.

Для работы ПГУ на резервном жидком газотурбинном топливе необходимо предус­мотреть в тепловой схеме дополнительный подогрев воды до 130-140°С во избежание коррозии хвостовых поверхностей нагрева. Такой режим работы окажется поэтому менее экономичным.

ПГУ с утилизационными паровыми котла­ми обладают высокой маневренностью. Они рассчитаны примерно на 160 пусков в год; время пуска после простоя 6-8 ч равно 60 мин, а после останова на 40-48 ч - 120 мин. При разгружении ПГУ в первую очередь уменьшают нагрузку газотурбинных агрегатов со 100 до 80% прикрытием входных направляющих аппаратов (ВНА) компрессо­ров. Дальнейшее понижение нагрузки произ­водят уменьшением расхода топлива, сжигае­мого в горелках УПК, снижением паропроизводительности последнего с сохранением тем­пературы газов перед газовыми турбинами. При достижении 50% номинальной нагрузки ПГУ одна из ГТУ и соответствующий ей кор­пус УПК отключаются. С понижением нагруз­ки паровой ступени и паропроизводительности УПК происходит перераспределение темпера­тур по тракту, а температура уходящих газов увеличивается до 170-190°С (при 50% на­грузке котла). Это повышение температуры недопустимо по условиям работы дымососов и дымовой трубы. Для поддержания допу­стимой температуры уходящих газов утилиза­ционный паровой котел при пониженных на­грузках переводится с прямоточного в сепара­торный режим работы со сбросом избыточной теплоты в конденсатор паровой турбины. В схеме паротурбинной установки предусмот­рены встроенный сепаратор и растопочный расширитель. Переход на сепараторный ре­жим повышает расход топлива на ПГУ по сравнению с прямоточным режимом работы на 5-10%.

ПГУ с утилизационными паровыми котла­ми целесообразно устанавливать в газоносных районах Западной Сибири, Средней Азии и др. По данным ВТИ ПГУ-800 обладает высо­кими энергетическими показателями. При температуре наружного воздуха +5°С, тем­пературе газов перед газовыми турбинами 1100°С мощность ПГУ составит примерно 766 МВт, а удельный расход условного топли­ва (нетто) - 266 г/(кВт-ч). С изменением температуры воздуха в пределах от +40 до -40 °С мощность ПГУ изменяется в диапазо­не 550-850 МВт вследствие значительного изменения мощности двух ГТУ. Экономия от внедрения ПГУ-800 вместо обычного энерго­блока 800 МВт составит в год 5,7-10 6 руб. (204-10 6 кг условного топлива).

Рис. 9.12. Принципиальная тепловая схема ПГУ-800 с котлом-утилизатором и с дожиганием топлива:

1-5 - переключаемые газоплотные шиберы;ДС - дымосос;ДР - дымосос рециркуляции газов;С - сепаратор влаги;РР - растопочный расширитель;СПИД - смешивающий подогрева­тель низкого давления

Вариант компоновки главного корпуса ПГУ-800 по проекту ВТИ и АТЭП приведен на рис. 9.13. Расчетные капиталовложения в главный корпус ПГУ составляют 89 руб/кВт. Его сооружение позволит сэко­номить на КЭС с шестью блоками ПГУ-800 по сравнению с установкой шести газомазут­ных энергоблоков 800 МВт до 9-10 6 кг стали и до 8-10 6 кг железобетона.

Сочетание газотурбинных и паротурбин­ных установок с использованием типового серийного оборудования осуществляется в полузависимой парогазовой установке (рис. 9.14). Она предназначается для исполь­зования при прохождении пиков графика электрической нагрузки и предполагает пол­ное или частичное отключение подогревателей высокого давления по пару. В результате его пропуск через проточную часть паровой тур­бины повышается и реализуется прирост мощ­ности паровой ступени примерно 10-11%. Понижение температуры питательной воды компенсируется ее дополнительным подогре­вом в газоводяном экономайзере уходящими газами газовой турбины. Температура уходя­щих газов ГТУ снижается при этом примерно до 190 °С. Суммарный прирост пиковой мощности с учетом работы ГТУ составляет 35- 45% базовой мощности паротурбинного блока. Удельный расход условного топлива близок к расходу при автономной работе этого блока.

Рис. 9.13. Вариант компоновки главного корпуса парогазовой установки ПГУ-800:

1-газовая турбина ГТЭ-150-1100; 2 - электрический генератор ГТУ; 3-забор воздуха в компрессор ГТУ;4 – утилизационный паровой котел;5 -паровая турбина К-500-166;6- дымосос; 7 - дутьевой вентилятор;8 -газоход

Рис. 9.14. Принципиальная тепловая схема полузави­симой парогазовой установки:

ГВЭ - газоводяной экономайзер;ПК - паровой котел; осталь­ные обозначения см. на рис. 9.8.

Полузависимые ПГУ целесообразно устанавливать в европейской части СССР. По данным ЛМЗ рекомендуются следующие со­четания паровых и газовых турбин: 1 X К-300-240+1 Х ГТЭ-150-1100; 1 Х К-500-130+ 1 Х ГТЭ-150-1100; 1 X К-1200-240 + 2 X ГТЭ-150-1100 и др. Увеличение расчетных капитальных вложений в газотурбинную ус­тановку составит около 20%, а экономия ус­ловного топлива в энергосистеме при эксплуа­тации ПГУ в пиковом режиме- (0,5-1,0) X Х10 6 кг/год. Для получения пиковой мощности перспективно использование в схе­ме полузависимых ПГУ также теплофикаци­онных установок.

Рассмотренные схемы ПГУ предполагают частичное или полное использование высоко­качественного органического топлива (при­родного газа или жидкого газотурбинного топлива), что тормозит их широкое внедре­ние. Значительный интерес представляют раз­работанные ЦКТИ различные схемы парога­зовых установок с высоконапорными пароге­нераторами и внутрицикловой газификацией твердого топлива (рис. 20.15), позволяющие перевести парогазовые установки целиком на уголь.

Рис. 9.15. Принципиальная тепловая схема ПГУ с ВПГ и внутрицикловой газификацией угля:

/- сушка топлива; 2 - газогенератор;3 - высоконапорный парогенератор (ВПГ);4 - барабан-сепаратор; 5 - дополнительная ка­мера сгорания ВПГ;6- циркуляционный насос ВПГ; 7-экономайзер утилизации теплоты уходящих газов газовой турбины; 8-ды­мовая труба;9- скруббер;10- подогреватель генераторного газа;ДК -дожимающий компрессор;ПТ - паровая приводная турби­на;РГТ- расширительная газовая турбина; /- свежий пар; // - пар промперегрева; /// - сжатый воздух после компрессора;IV - очищенный генераторный газ;V - зола;VI - IX - питательная вода и конденсат турбины

Предварительно измельченный уголь (дробленка угля 3-10 мм) подается для под­сушки в сушилку и через окислитель (для предотвращения шлакования) в газогенера­тор. Один из вариантов схемы - газификация угля в газогенераторе с «кипящим» слоем на паровоздушном дутье. Газификация топлива обеспечивается подачей в газогенератор воз­духа после дожимающего компрессора и пара из «холодной» нитки промежуточного пере­грева. Воздух для газификации в количестве примерно 3,2 кг на 1 кг кузнецкого угля по­следовательно сжимается в основном и дожи­мающем компрессорах (давление повышается на 10%) и после смешения с паром поступает в газогенератор. Газификация угля происхо­дит при температуре, близкой к 1000 °С.

Генераторный газ охлаждается, отдавая свою теплоту рабочему телу паротурбинной части, затем очищается от механических при­месей и серосодержащих соединений и после расширения в расширительной газовой тур­бине (для уменьшения потребления пара при- водной турбиной дожимающего компрессора) поступает в высоконапорный парогенератор и его дополнительную камеру сгорания для сжигания. Остальная часть тепловой схемы совпадает со схемой обычной ПГУ с ВПГ.

ВНИПИэнергопромом совместно с НПО ЦКТИ разработан проект теплофикационного парогазового энергоблока мощностью 225 МВт с внутрицикловой газификацией угля. Для этой цели использовано типовое энергетиче­ское оборудование: двухкорпусный высокона­порный парогенератор ВПГ-650-140 ТКЗ, га­зотурбинный агрегат ГТЭ-45-2 ХТЗ, теплофи­кационная паровая турбина Т-180-130 ЛМЗ, а также два газогенератора с паровоздушным дутьем ГГПВ-100-2 производительностью по 100 т/ч кузнецкого угля. Технико-экономиче­ские расчеты показали, что по сравнению с обычным паротурбинным теплофикационным блоком 180 МВт применение парогазового энергоблока позволяет увеличить удельную выработку электроэнергии на тепловом по­треблении в 1,5 раза, обеспечить экономию топлива до 8%, значительно снизить вредные выбросы в атмосферу, получить суммарный годовой экономический эффект в 2,6-10 6 руб. Рассмотренный парогазовый энергоблок будет использован при создании более мощ­ных ПГУ-1000 на углях Кузнецкого, Экибастузского и Канско-Ачинского бассейнов.

Парогазовые установки получили доста­точно широкое применение в США, ФРГ, Япо­нии, Франции и др. В ПГУ в основном сжи­гается природный газ и жидкое топливо раз­личных видов. Внедрению ПГУ способствова­ло появление мощных ГТУ (70-100 МВт) с начальной температурой газов 900-1100°С. Это позволило применить ПГУ с утилизаци­онными паровыми котлами (рис. 9.16) бара­банного типа с принудительной циркуляцией среды и давлением пара 4-9 МПа в зависи­мости от того, производится в них дополни­тельное сжигание топлива или нет. На рис. 9.17 дана схема утилизационного паро­вого котла для ПГУ с газовой турбиной МW701. Котел выполнен для двух давлений пара. Он имеет поверхности нагрева из оребренных труб низкого и высокого давления со своими барабанами в блоке с деаэратором питательной воды.

Рис. 9.16. Принципиальные схемы зарубежных парога­зовых установок с утилизационными паровыми котла­ми:

а - паровой цикл одного давления;б - паровой цикл двух дав­лений пара; /- ГТУ;2 - утилизационный паровой котел;3 - паровая турбина;4 - электрический генератор; 5 - конденса­тор; 6 - питательный насос; 7- насос принудительной цирку­ляции;8 - вход воздуха;9 - выход газов;10 - подвод топли­ва в ГТУ

Рис. 9.17. Утилизационный паровой котел для ГТУ МW701 (

=1092°С;

=120 МВт):

/ - деаэратор; 2 - испарительный пучок деаэратора;3- эконо­майзер низкого давления;4 - барабан низкого давления; 5 - испарительная поверхность нагрева низкого давления;6 - эко­номайзер высокого давления; 7 - барабан высокого давления; 8- испарительная поверхность нагрева высокого давления; 9- пароперегреватель;10 - вход газов после ГТУ;11 -выход газов;12 - подача пара к турбине

Кроме ПГУ с утилизационными котлами в некоторых странах, например в ФРГ, при­меняют ПГУ со сбросом газов ГТУ в топку пылеугольного котла.

Лучшие зарубежные ПГУ работают с КПД нетто 46-49%; они практически полностью автоматизированы.

Большое разнообразие существующих схем парогазовых установок и сложные связи между основным оборудованием ПГУ - газовой турбиной, паровым котлом, паровой турби­ной- вызывают определенные трудности при расчете энергетических показателей ПГУ. Эти трудности возрастают при комбинированной выработке в парогазовой установке электри­ческой и тепловой энергии. На рис. 9.18 представлена обобщенная схема тепловых по­токов парогазовой установки. К паровому котлу и газовой турбине подводится теплота со сжигаемым топливом соответственно и. Мощности электрических генераторов га­зотурбинной и паротурбинной установок ПГУ составляют иОбщее количество теп­лоты, отпускаемой внешним потребителям от ПГУ,

состоит из теплоты, отпускаемойПТУ,

, ГТУ -

и непосредственно па­ровым котлом -

; соответствующие за­траты теплоты на внешних потребителей в этих элементах ПГУ составляют

и

. На схеме показаны тепловые потоки, отражающие технологические особенности отдель­ных типов ПГУ: количество теплоты со све­жим паром от ПК к ПТУ

и

; коли­чество теплоты горячих газов ГТУ, отдающих теплоту конденсату и питательной воде ПТУ,

; количество теплоты горячего воздуха или газов, поступающих от ГТУ в ПК, или

и

; количество теплоты горячихгазов, поступающих из ПК в ГТУ,

и др.

Рис. 9.18. Обобщенная схема тепловых потоков паро­газовой установки:

-теплота топлива, подведенная к ПК и ГТУ;

- электрическая мощность ПТУ и ГТУ;

-суммарный отпуск теплоты внешнему потребителю;

-затраты теплоты на внеш­него потребителя паротурбинной и газотурбинной установками, паровым котлом;

- теплота воздуха и газов, переда­ваемая ГТУ паровому котлу;

- теплота, отпущенная паро­вым котлом для ПТУ;

- теплота, подведенная в ПК с до­полнительным воздухом;

- теплота, полученная ПТУ через ПК;

- теплота, подученная ПТУ через ГТУ;

- теплота, отпущенная паровым котлом для ГТУ;

,

- потери теплоты паровым котлом, ГТУ, ПТУ при транспорте в пароводяном и газовоздушном трактах

Парогазовые установки характеризуются сложным распределением теплоты топлива между видами отпускаемой энергии, что необ­ходимо учитывать при определении энергети­ческих показателей.

Для более подробного анализа совершен­ства отдельных элементов оборудования ПГУ и их влияния на показатели установки при выработке электрической и тепловой энергии использована изложенная ниже методика определения КПД, основывающаяся на об­щепринятом «физическом» методе и предла­гаемой обобщенной схеме тепловых потоков ПГУ (рис. 9.18). В итоге получены в общем виде выражения для КПД ПГУ и отдельных ее элементов независимо от конкретной схемы.

КПД ПГУ по производству электроэнергии

КПД ПГУ по производству тепловой энергии

(20.9)

В этих выражениях использованы следующие величины:

КПД парового котла (по прямому балан­су)

КПД транспорта теплоты пароводяного и газовоздушного трактов

КПД паротурбинной установки по произ­водству электроэнергии

КПД газотурбинной установки по произ­водству электроэнергии

Энергетические коэффициенты ПГУ по производству электрической и тепловой энергии

КПД транспорта теплоты газовоздушного тракта

КПД пароводяных и газово­дяныхтеплообменников передачи теплоты внешним потребителям приняты постоянными.

Cтраница 1

Парогазовые электростанции представляют собой комбинацию паротурбинных и газотурбинных установок. Это позволяет повысить КПД и снизить удельные капитальные затраты.  

На рис. 27 - 6 6 показана перспективная парогазовая электростанция с высоконапорным парогенератором ЦКТИ. Воздух для горения подается в топку парогенератора компрессором газотурбинной установки. В газовую турбину подводятся газы, уходящие под избыточным давлением из парогенератора. Пар из парогенератора подается в паровую турбину. Такая схема характерна для установок с котлами типа Велокс. В обоих случаях газотурбинные установки самостоятельных камер сгорания не имеют, их заменяет топочная камера высоконапорного парогенератора. Топливом должен служить газ или мазут.  

Схема ГТУ с турбиной ГТ-100-750.

Электростанции, сочетающие в одной общей тепловой схеме паротурбинные и парогазовые установки, называют парогазовыми электростанциями. Тепловая экономичность таких электростанций заметно выше обычных ТЭС и ГТУ.  

В аннотации записано: В книге представлен термодинамический анализ циклов и изложены методы технико-экономических расчетов оптимальных параметров тепловых схем парогазовых электростанций большой мощности. Эта обстоятельная по своему содержанию и методической отработанности книга является хорошим пособием при изучении термодинамической теории парогазовых установок и их проектировании.  

Создание подогревателя высокого давления принципиальных трудностей не представляет, л ак как подобные аппараты (парогенераторы высокого давления) уже внедрены в промышленность и используются на парогазовых электростанциях. Подогреватель под давлением может быть заменен обычным и установлена газовая турбина со стандартной камерой сгорания. При этом тепловая экономичность установки несколько снизится, но останется достаточно высокой.  

В результате оказывается возможным расположение основного оборудования электростанции в одном помещении - машинном зале. Главный корпус запроектированных отечественных парогазовых электростанций обычно предусматривается двухпролетным, состоящим из параллельно расположенных помещений: машинного зала, в котором поперек его оси устанавливаются паровые и газовые турбогенераторы, а также парогенераторы; трехэтажной деаэра-торной этажерки, где размещаются деаэраторы, тепловой щит и распределительное устройство собственного расхода; к деаэратор ной этажерке примыкают установленные вне помещения водяные экономайзеры.  

В этой главе, называемой Основы термодинамического расчета циклов парогазовых электростанций, рассматриваются следующие вопросы: рациональное построение циклов парогазовых установок; сравнение термодинамической эффективности различных схем парогазовых установок; расчеты оптимальных параметров газовой части цикла; выбор параметров паровой части цикла; рациональные циклы и схемы теплофикационных парогазовых установок.  

Сочетание паротурбинной и газотурбинной установок, объединяемых общим технологическим циклом, называют парогазовой установкой (ПГУ) электростанции. Соединение этих установок в единое целое позволяет снизить потерю теплоты с уходящими газами ГТУ или парового котла, использовать газы за газовыми турбинами в качестве подогретого окислителя при сжигании топлива, получить дополнительную мощность за счет частичного вытеснения регенерации паротурбинных установок и в конечном итоге повысить КПД парогазовой электростанции по сравнению с паротурбинной и газотурбинной электростанциями.  

Китая и во внутренних районах Кореи. Еще более явно эффективность российского природного газа проявляется при его сопоставлении с углем. Даже в электроэнергетике (где потребительский эффект от использования газа взамен угля меньше, чем в технологических процессах промышленности и особенно в быту) сооружение новой парогазовой электростанции на российском газе даст, например, в районе Пекина или Харбина чистую прибыль в размере 20 - 30 долл / тыс. м по сравнению со строительством экономически чистой электростанции на местных углях.  

Газотурбинные установки применяют в основном на электростанциях, использующих газ и мазут. Особенно значительны потери тепла ГТУ с отработавшим газом турбин. Применение газотурбинных установок становится экономичным на крупных тепловых электростанциях в сочетании с мощными паротурбинными блоками. Тепловую электростанцию с паротурбинными и газотурбинными агрегатами, характеризующуюся общей тепловой схемой и совместным использованием тепловых потоков, называют парогазовой электростанцией.  

Повышенные начальные температуры газа Гнт в ГТ уменьшают срок службы оборудования, расположенного в зоне высоких температур, и, наоборот, пониженные температуры его увеличивают. Такая зависимость дает возможность уравновешивать негативное воздействие режимов пиковой нагрузки изменением продолжительности периодов работы на частичной нагрузке. Однако следует обратить внимание на тот факт, что снижение нагрузки не всегда приводит к снижению начальной температуры газов. При работе ГТУ в схеме ПГУ (режим утилизации теплоты), когда от мощности паротурбинной установки зависит общий КПД парогазовой электростанции, понижение нагрузки осуществляется постепенным закрытием ВНА.  

Страницы:      1

Идея создания парогазовых установок, использующих в качестве рабочих тел продукты сгорания топлива и водяной пар, впервые была высказана французским ученым Сади Карно ещё в 1824 году в его работе «Размышления о движущей силе огня и о машинах, способных развивать эту силу». Карно предложил схему поршневой парогазовой установки и обосновал основное условие создания эффективных парогазовых установок – использование продуктов сгорания топлива в качестве рабочего тела в области высоких температур с одновременной утилизацией сбросной теплоты газов для получения рабочего пара. По мере развития паровых и газовых турбин оказалось возможным практическое осуществление этой идеи.

Создание и развитие парогазовых и газопаровых установок

Проект газопаровой установки с подачей воды в камеру сгорания и использованием получающейся парогазовой смеси в качестве рабочего тела турбины был разработан Павлом Дмитриевичем Кузьминским. В 1892 году им была построена газопаровая турбина небольшой мощности. В его установке было применено горение топлива (керосина) приp = const и охлаждение продуктов сгорания (перед многоступенчатой радиальной турбиной) путем разбавления их водяным паром, т. е. установка была газопаровой (монарного типа).

И горение, и разбавление продуктов сгорания паром осуществлялись в одной и той же камере, которая была названа П. Д. Кузьминским «газопарородом». О ней Кузьминский писал:

«Осуществление газопаророда находится в тесной зависимости с построенной еще в 1894 году частью турбинной машины-двигателя моей же системы, дающей возможность не только иметь большое расширение смеси продуктов сгорания и паров охлаждающей жидкости, но и иметь так называемый передний и задний ход, т.е. вращать вал то в одну, то в другую сторону».

Схема турбины и камеры-«газопаророда» изображена на рис. 3.23. Камера сорания3 состоит из внутреннего цилиндра и наружного корпуса. Между ними размещен спиральный змеевик6 , через который пропускалась вода, охлаждающая стенки камеры сгорания, и затем впрыскивалась в ее объем для охлаждения продуктов сгорания.

Образовавшийся в змеевике пар впрыскивался в камеру сгорания. Смесь пара и газа подавалась на радиальную турбину, которая совершала механическую работу. Установка предназначалась для небольшого катера. Камера сгорания была создана и испытана. Непосредственно к камере сгорания примыкала радиальная турбина, состоящая из двух дисков – неподвижного с направляющим аппаратом и подвижного с рабочими лопатками.

Павел Дмитриевич Кузьминский (1840–1900) – русский инженер, изобретатель В 1895 году Кузьминский предложил вариант газовой турбины более простой конструкции. Этот проект был осуществлен в 1897 году на Петербургском патронном заводе.

Много сил к повышению эффективности парогазовых установок приложил немецкий инженер Карл Гольцварт. Первая установка по его проекту была построена фирмой Картинга (Ганновер) в 1906–1908 гг. и имела мощность 50 л.с. (35,8 кВт) при к.п.д. 10%. Энтузиазм Гольцварта поражает: в 1910–1927 годах он строит ГТУ сначала на вертикальном валу, а затем с горизонтальным валом. Широта размаха работ Гольцварта характеризовалась тем, что опыты проводились при сжигании различных видов топлива – газового, жидкого и даже угольной пыли. Немаловажными были также разработки охлаждения камер сгорания и турбины, что позволяло отказаться от впрыска воды для охлаждения продуктов сгорания. Интересовали Гольцварта и вопросы использования тепла, которое получает вода в процессе охлаждения, а также тепла уходящих газов турбины.

В 1920 г. по его чертежам для силовой станции завода Тиссена была построена ПГУ расчетной мощностью 5000 кВт (рис. 3.24). Как видно, у нее воздух подается в камеры сгорания (V = const) компрессором1 , имеющим независимый привод от паровой турбины2 , питающейся паром, генерируемым в котлеутилизаторе8 теплом уходящих газов газовой турбины. Рассматриваемая установка по сути относится к ПГУ бинарного типа.

Дальнейшее совершенствование установок Гольцварта сопровождалось увеличением степени предварительного сжатия воздуха перед подачей его в камеры сгорания. Так, если в первых установках она составляла лишь 0,13–0,18 МПа, то в последующих была доведена до 0,23–0,3 МПа (с повышением давления в конце сгорания до 1,2–1,4 МПа). Но и в этих агрегатах наибольший достигнутый к 1927 году к.п.д. составлял немногим более 14%, хотя к 1939 году к.п.д. таких установок был доведен до 18–20%.

С 1928 г. К. Гольцварт вместе с профессором В. Шюле разрабатывает проект новой установки (получившей впоследствии название турбины Гольцварта–Шюле), которая, кроме того, что она тоже была бинарной парогазовой установкой (рис. 3.25), должна была работать по смешанному циклу, совмещающему две турбины, одна из которых работала в цикле со сгоранием приV=const, а вторая – при постоянном давлении. Достигалось это тем, что процесс истечения газов из камер сгорания через первую турбину происходил с падением давления лишь до величины около 0,6 МПа, а далее с выровнявшимся, постоянным начальным давлением расширялся во второй турбине. К тому же в этой установке было заметно повышено (до 0,6 МПа) предварительное сжатие воздуха, вследствие чего максимальное давление в камере сгорания достигало 3 МПа.

В 1933 году агрегат был установлен на металлургическом заводе в Гамборне (Германия) и при работе на доменном газе показал, по опубликованным данным, к.п.д. до 20%.

Следует заметить, что в какой-то мере этому способствовало и повышение средней температуры газа перед турбиной, обусловленное осуществленным Гольцвартом усовершенствованием охлаждения камеры сгорания и турбины, исключившим применение впрыска воды для охлаждения продуктов сгорания.

В 30-е годы ХХ века была создана высокоэкономичная конструкция осевого компрессора, разработаны способы эффективного сжигания топлива под давлением, достигнут определенный прогресс в металлургии жаропрочных сталей. Все это позволило заметно приблизиться к решению задачи создания работоспособной универсальной ГТУ со сгоранием прир = const в качестве эффективного первичного двигателя. На базе накопленного опыта фирма «Броун–Бовери» первой начала производство промышленных и энергетических ГТУ такого типа. В 1936 г. была пущена первая изготовленная ею ГТУ для нефтеперегонной промышленности (для крекинг-установок по схеме Гудри), а в 1939 г. – энергетическая ГТУ для привода электрогенератора. Эта первая стационарная газотурбинная установка энергетического применения была пущена в 1940 г. в Швейцарии на подземной электростанции в г. Невшателе (рис. 3.26).

В послевоенный период мировое газотурбостроение интенсивно развивалось, заметно увеличивалось число стран и фирм, занятых производством ГТУ, росли суммарное количество эксплуатируемых в мире газотурбинных и парогазовых установок и их мощность. Основными областями применения газотурбинных установок стали авиация, энергетика и механический привод технологического оборудования (главным образом компрессоров и насосов трубопроводного транспорта). От энергетических газотурбинных установок, как и от других типов энергогенерирующих машин, потребовалось и повышение к.п.д., и увеличение единичной мощности агрегатов. Результатом поиска решений стало применение не только различных схем ГТУ, но и комбинированных установок (бинарных и монарных), одновременно использующих в своём цикле в качестве рабочего тела и продукты сгорания топлива, и водяной пар.

Используя уже накопленный в мировом и отечественном газотурбостроении опыт, в 1944–1945 годах в Центральном котлотурбинном институте имени И.И. Ползунова (ЦКТИ) А.Н.Ложкин разработал схему парогазовой установки со сгоранием топлива при постоянном давлении, а в 1945–1949 гг. им совместно с А.Э.Гольтманом был выполнен теоретический анализ парогазовых циклов с высоконапорными парогенераторами. На основании этих исследований были выполнены проекты парогазовых установок относительно небольшой мощности. Одновременно в институте проводились исследования процессов в высоконапорном парогенераторе: конвективного и радиационного теплообмена, горения топлива при повышенном давлении газов и др., результатом которых явилась разработка конструкции высоконапорного парогенератора. В дальнейшем в ЦКТИ под руководством М.И. Корнеева был проведен комплекс проектных и конструкторских разработок ПГУ мощностью до 200 МВт с высоконапорным парогенератором производительностью 25–420 т/ч. В этих установках предполагалось использование газовых турбин небольшой мощности от 1,5 до 25 МВт и типовых паровых турбин мощностью до 150 МВт.

После 1950 г. были развернуты работы по исследованию комбинированных установок в Ленинградском политехническом институте (ЛПИ) под руководством профессоров Кириллова И.И. и Зысина В.А., в Саратовском политехническом институте под руководством профессора Гохштейна Д.П., во Всероссийском научно-исследовательском теплотехническом институте во главе с Шуваловым Г.И. В результате уже в 50–70-е годы ХХ века были заложены теоретические основы создания парогазовых установок. По важнейшим направлениям для тех лет (ртутно-паровой цикл, цикл с высоконапорным парогенератором) в СССР был достигнут несомненный приоритет.

Практическая реализация парогазовых установок в стране началась в 60-е годы XX в. Тогда были созданы малые парогазовые установки с высоконапорным парогенератором ВПГ-120 и газовой турбиной мощностью 4 МВт на ТЭЦ Надворнянского нефтеперегонного завода (Украина) и 1-й Ленинградской ГТЭС Ленэнерго, которые до сих пор успешно эксплуатируются. Однако в последующие годы внедрение ПГУ в СССР ограничилось одним энергоблоком ПГУ-170 с высоконапорным парогенератором (ГТ-35+К-160-130+ВПГ-450), установленным в 1973 году на Невинномысской ГРЭС, и двумя энергоблоками ПГУ-250 с низконапорным парогенератором, построенными в 1981 году на Молдавской ГРЭС на базе ГТ-35-770 ХТГЗ, паровых турбин К-210-130-3 ЛМЗ и паровых котлов ТМЕ-215 «Красный котельщик». В 70–80-е годы в ЦКТИ и ЛПИ активно велись теоретические и экспериментальные работы по ПГУ с внутрицикловым паровым охлаждением газотурбинной установки (схема ЦКТИ–ЛПИ), которые предвосхитили современную технологию «H».

Процесс создания новых современных парогазовых установок возобновился в России с 90-х годов ХХ века. В 1996 году создана ПГУ35 с котлом-утилизатором на компрессорной станции «Грязовец». В 1997 году введена парогазовая установка на Южной ТЭЦ (Санкт-Петербург) в процессе реконструкции энергоблока Т-250-240 с котлом ТГМП-344А путем надстройки его газотурбинной установкой типа GT-8C (концерн АВВ). В 2000–2001 годах создана первая ПГУ-450Т на Северо-Западной ТЭЦ (Санкт-Петербург), а 22 ноября 2007 года введена в эксплуатацию первая ПГУ-450Т в Московском регионе на ТЭЦ-27 ОАО «Мосэнерго».

Одним из главных и перспективных направлений реализации парогазовых технологий в России считаются модернизация и техническое перевооружение существующих газотурбинных электростанций с энергоблоками от 150 до 800 МВт, а также ТЭЦ, что позволит повысить технический уровень электростанций до современного при сохранении и использовании существующей инфраструктуры.

Свой вклад в развитие парогазовых технологий внесла и Украина. Газотурбинная установка ГТЭ-35-770 ОАО «Турбоатом» мощностью 32 МВт явилась базовой при создании ПГУ на Невинномысской ГРЭС мощностью 200 МВт с расчетным к.п.д. 36,6% и на Молдавской ГРЭС мощностью 2х250 МВт (к.п.д. 37,4%), на что уже указывалось выше. На базе газотурбинных установок ГТЭ-45-3 и ГТЭ-115 ОАО «Турбоатом» спроектирован ряд модернизированных парогазовых установок различных схем.

Давний и большой опыт производства комбинированных парогазовых установок, применяемых на судовых силовых установках, имеет ГП НПКГ «Зоря»–«Машпроект», которым разработана уникальная комбинированная установка

«Водолей» с регенерацией воды для впрыска пара в камеру сгорания газотурбинного двигателя. На базе ГТЭ-110 разработаны парогазовые установки мощностью 170 и 325 МВт.

Газотурбинные установки, применяемые в ПГУ, можно разделить по величине установленной мощности на такие две группы:

• газотурбинные установки мощностью от 10 до 60 МВт. Их основными производителями являются фирмы АВВ, «Дженерал электрик», «Мицубиси», «Роллс-ройс», «Турбо пауэр», «Соляр», «Нуово-Пиньоне», «Вестингауз». Электрический к.п.д. этих ГТУ составляет 30,9–41,6%, степень повышения давления 14–35, температура газов на входе в турбину 1145–1240°С, температура газов за турбиной 427–546°С;
• газотурбинные установки мощностью 70 МВт и более производства фирм АВВ, «Дженерал электрик», «Мицубиси», «Сименс», «Вестингауз»: к.п.д. 34,8–38,5%, температура газов на входе в турбину 1100–1410°С, температура газов за турбиной 538–640°С. Мощность парогазовых установок на базе этих ГТУ составляет от 210 до 484 МВт.

В 2000 году мощность введенных в эксплуатацию газотурбинных установок составила около 27 ГВт, единичная мощность энергетических установок достигла 260–270 МВт. Единичная мощность парогазовых установок на базе ГТУ достигла 450–480 МВт, к.п.д. поднялся до уровня 55–60%. Количественный и мощностной рост мирового газотурбинного парка сопровождается в настоящее время непрерывным совершенствованием качественных показателей газотурбинных технологий в соответствии с предъявляемыми к ним требованиями. Парогазовые установки на базе ГТУ в настоящее время широко применяются за рубежом при строительстве новых электростанций. Продолжается их техническое совершенствование: растут температура газа перед турбиной, единичная мощность установки и её к.п.д., все шире распространяются малотоксичные камеры сгорания, улучшаются эксплуатационные качества и системы обслуживания ГТУ и ПГУ, их вспомогательные системы и оборудование.

Классификация комбинированных установок с паровыми и газовыми турбинами

Тепловая схема и цикл парогазовой установки зависят от ее вида. Парогазовые установки являются только одним из видов более широкого класса – комбинированных установок с паровыми и газовыми турбинами. На рис. 3.27 приведена классификация таких установок, принятая Институтом технической теплофизики НАН Украины.

По принципу взаимодействия рабочих тел все комбинированные установки разделяются на две группы: установки с раздельными контурами рабочих тел (бинарные) и установки со смешением рабочих тел, т.е. контактные (монарные). Первые из них образуют группу парогазовых установок (ПГУ), а вторые – группу газопаровых установок (ГПУ). Большинство работающих и строящихся установок относятся к первой группе. Комбинированные установки с раздельными контурами рабочих тел выполняются либо с котлом-утилизатором, в котором пар генерируется только или в основном за счет отходящей теплоты газовой турбины, либо с парогенератором (так называемая сбросная схема), в котором пар генерируется также и за счет теплоты топлива. В установках с парогенератором выхлопные газы турбины сбрасываются в топку котла, в котором производится еще и дожиг топлива, поэтому основная доля мощности (до 70–80% общей мощности) генерируется в паровом контуре, а остальная доля – в газовом. Парогенератор в ПГУ работает с минимальным коэффициентом избытка воздуха 1,05–1,10, поскольку в процессе сжигания топлива участвует и кислород, поступающий в топку с выхлопными газами ГТУ. Относительный расход пара в таких установках значительный, а его величина по отношению к расходу воздуха достигает значений 0,7–0,8.

В установках с котлом-утилизатором большая доля мощности вырабатывается в газовом контуре. Расход топлива в этих установках в основном приходится на газовый контур, в котором коэффициент избытка воздуха обычно 1,5–2,5. Такие ПГУ характеризуется низким относительным расходом пара, отнесенным к расходу воздуха через компрессор, его величина чаще всего не превышает 0,2–0,3.

Комбинированные установки с парогенератором могут быть выполнены по следующим схемам:

• парогазовые установки с использованием теплоты выхлопных газов газовых турбин для подогрева питательной воды, что приводит к вытеснению регенерации внутри паро
• вой части цикла (так называемые ПГУ с вытеснением регенерации);
• парогазовые установки с низконапорным парогенератором (НПГ), в которых топливо подводится как в камере сгорания перед ГТУ, так и в низконапорном парогенераторе (НПГ), а от газовой турбины газы отводятся в парогенератор, где используются для окисления подаваемого в топку топлива;
• парогазовые установки с высоконапорным парогенератором (ВПГ), в котором генерация пара осуществляется в парогенераторе, совмещенном с камерой сгорания газотурбинной установки. Требуемая температура газа перед турбиной в этом случае обеспечивается расходом генерируемого пара, а коэффициент избытка воздуха за высоконапорным парогенератором принимается минимальным.

Ко второй группе комбинированных энергоустановок относятся газопаровые установки (ГПУ), в которых с целью уменьшения температуры газа перед турбиной до приемлемых значений в камеру сгорания впрыскивается водяной пар. В газотурбинных установках простого цикла это достигается за счет того, что в камеру сгорания подается от компрессора воздуха больше, чем это требуется для сгорания топлива. Коэффициент избытка воздуха находится на уровне 1,5–2,5, поэтому для сжатия избыточного воздуха, т.е. воздуха, не участвующего в горении, затрачивается значительная доля работы турбины. Эту работу можно уменьшить, если уменьшить коэффициент избытка воздуха, что может быть достигнуто за счет ввода в цикл дополнительного рабочего тела, которое требует малых затрат энергии на его сжатие. Этому требованию отвечает пароводяное рабочее тело, которое сжимается в жидкой фазе и характеризуется относительно малой работой сжатия. Ввод пароводяного рабочего тела в газовый поток является средством повышения удельной работы установки. При этом относительный расход вводимой среды может достигать 50–60% по отношению к расходу воздуха. Соответственно этому увеличивается и мощность ГТУ. Возрастает также и к.п.д. установки.

Газопаровые установки в свою очередь подразделяются на установки с впрыском пара (STIG) и установки с вводом в газовый тракт воды и пароводяной смеси (HAT и СНАТ). В первом случае пар, генерируемый в котле-утилизаторе, вводится в тракт высокого давления после компрессора (в камеру сгорания). Во втором случае вода или пароводяная смесь испаряется в самом тракте высокого давления как до, так и после камеры сгорания. В обоих типах ГПУ предусматривается химическая очистка поступающей воды. В обоих случаях пары воды вместе с уходящими продуктами сгорания выбрасываются в атмосферу, что приводит к потере теплоты испарения этой воды и самой воды. В установках типа

«Водолей» данный недостаток устранен введением контактного конденсатора, в котором конденсируются содержащиеся в отработанных газах водяные пары, и вода вновь возвращается в цикл установки.

Как парогазовые, так и газопаровые установки могут работать в когенерационных схемах, то есть вырабатывать при необходимости и электроэнергию, и теплоту.

Парогазовые установки с вытеснением регенерации. Использование теплоты выхлопных газов газовых турбин для подогрева питательной воды приводит к вытеснению регенерации внутри паровой части цикла (рис. 3.28). Если при том же расходе топлива парогазовой установкой отключить регенеративный подогрев питательной воды паром отбора и заменить его подогревом уходящими газами газовой турбины, то общая выработка энергии в такой установке возрастает на величину мощности турбины, затрачиваемой на регенеративные отборы. Может применяться и комбинированная регенерация – паровая и газовая регенерации одновременно.

Парогазовые установки с низконапорным парогенератором (НПГ). В парогазовых установках с НПГ (рис. 3.29) топливо сжигается как в камере сгорания (КС) ГТУ, так и в НПГ. От газовой турбины газы отводятся в парогенератор, где используются для окисления подаваемого в топку топлива. Так как за парогенератором предусмотрен газоводяной подогреватель (ГВП), то потери теплоты с отходящими газами относительно невелики. Парогенератор (НПГ) выполняется газоплотным, работает при избыточном давлении 0,002–0,004 МПа, поэтому дымососные вентиляторы отсутствуют. Конструктивно НПГ мало отличается от обычных котлов, поэтому может работать на различных видах топлива, в том числе и твердом. По расположению оборудования в этой схеме ГТУ является как бы надстройкой паротурбинной установки, поэтому такая схема широко используется для реконструкции паротурбинных установок, работающих на пониженных параметрах пара.

Парогазовые установки с НПГ обладают рядом преимуществ:

• у таких ПГУ высокая термическая эффективность, поэтому они рассматриваются в основном как базовые;
• для них характерна высокая надежность, так как может быть обеспечена изолированная работа газового и парового контуров;
• переход с комбинированной работы на индивидуальную организуется за короткое время и не требует прекращения работы;
• возможность автономной работы позволяет существенно сократить время создания электростанции. При строительстве новой ПГУ газовый контур может быть включен в эксплуатацию значительно раньше завершения строительства всей ПГУ;
• отсутствует необходимость в значительных переделках в ГТУ, используемых для газового контура, что позволяет применять уже отработанные выпускаемые промышленностью ГТУ;
• возможно использование двух видов топлива: высококачественного жидкого или газообразного в газовом контуре и низкокачественного жидкого или твердого топлива в паровом контуре. Доля низкокачественного топлива значительна и достигает 70–75 %.

В условиях всё возрастающего дефицита высококачественного топлива это преимущество ПГУ с НПГ приобретает особое значение. Две ПГУ такого типа мощностью по 250 МВт установлены на Молдавской ГРЭС.

Энергоблоки работают в переменной части графика электрических нагрузок с остановом газотурбинных агрегатов ГТ-35-770 и разгрузкой паровых турбин К-210-130 до 40% полной мощности на ночь. Среднеэксплуатационное снижение удельного расхода топлива по сравнению с ПСУ составляет 3–5%. Сохраняется перспектива использования ПГУ с НПГ для модернизации существующих электростанций.

Парогазовые установки с высоконапорным парогенератором (ВПГ). В отличие от парогазовых установок с НПГ генерация пара в ПГУ с ВПГ (рис. 3.30) осуществляется в парогенераторе, совмещенном с камерой сгорания ГТУ. Требуемая температура газа перед турбиной в этом случае, как уже отмечалось, обеспечивается расходом генерируемого пара, а коэффициент избытка воздуха за ВПГ принимается минимальным. Для утилизации теплоты уходящих из турбины газов устанавливается газоводяной подогреватель питательной воды, который в ПГУ частично вытесняет паровую регенерацию. Работает установка следующим образом. Воздух, сжатый в компрессоре (К), подается в камеру сгорания ВПГ, где сжигается газовое или жидкое топливо. Часть теплоты продуктов сгорания топлива расходуется в парогенераторе на парообразование и перегрев пара так, что температура газов на входе в газовую турбину (ГТ) снижается до заданной величины. Теплота выхлопных газов используется для подогрева питательной воды паровой части установки в газоводяном подогревателе (ГВП). Электрическая энергия вырабатывается в двух генераторах, приводимых в движение паровой (ПТ) и газовой (ГТ) турбинами, причем часть мощности газовой турбины расходуется на привод компрессора. Особенностью этой схемы является повышенное давление продуктов сгорания в парогенераторе, что приводит к более интенсивному теплообмену, чем в обычных паровых котлах, и позволяет значительно уменьшить металлоемкость поверхностей нагрева.

Преимущества ПГУ с ВПГ:

• более высокие экономические показатели по сравнению с ПГУ сбросного типа;
• в них достижимы более высокие к.п.д. и удельная мощность газового контура;
• они обеспечивают существенное понижение удельных капитальных затрат, обусловленное сокращением размеров парогенератора.

Даже при низкой проектной температуре газов перед газовой турбиной (770°С) и одинаковых в ПГУ и ПСУ паровых турбинах в условиях эксплуатации ПГУ-200 на Невинномысской ПГУ-ГРЭС с ВПГ паропроизводительностью 450 т/ч по сравнению с ПСУ получено уменьшение: по расходу топлива на 6–8%, по металлоемкости ВПГ – в 2,5 раза, по удельным капзатратам – на 8%. Вследствие пониженных металлоёмкости и объёмов пароводяного тракта высоконапорные парогенераторы в 10–20 раз быстрее реагируют на изменение нагрузки, чем паровые котлы. Промежуток времени от растопки ВПГ до получения рабочих параметров пара в 4,5 раза меньше, чем в ПСУ. Устойчивая минимальная нагрузка ВПГ не превышает 10% полной. Для ПГУ с ВПГ сохраняется перспектива использования в установках с внутрицикловой газификацией топлива.

Парогазовые установки с котлом-утилизатором

Другим видом установок с раздельными потоками газа и пара являются парогазовые установки с котлом-утилизатором (рис. 3.31). Генерация пара в установках с котлом-утилизатором (КУ) обеспечивается за счет теплоты уходящих газов турбины в котлах-утилизаторах. Такие установки отличаются относительно низкими расходами пара, так как количество теплоты для генерации пара ограничено мощностью применяемой ГТУ. В турбинах с низкими начальными параметрами рабочего тела температура уходящих газов также сравнительно невысока (400–430°С), что приводит к низким параметрам генерируемого пара. Все это обусловливает сравнительно невысокую долю парового контура в полезной мощности ПГУ с котлом-утилизатором (30–40%) и к.п.д. ПГУ не более 45–50%. С целью повышения этой доли и некоторого увеличения к.п.д. ПГУ применяют котлы-утилизаторы с дожиганием топлива в потоке уходящих газов турбины.

При использовании в ПГУ с котлами-утилизаторами ГТУ с высокими начальными параметрами газа и, соответственно, высокой температурой уходящих газов (550–630°С) возрастает доля выработанной в паровом контуре энергии и существенно увеличивается максимальный к.п.д. комбинированной установки (до 58 и даже 60%).

Таким образом, при современных параметрах пара ПГУ с котлом-утилизатором обладает следующими преимуществами:

• вследствие высокой термической эффективности на номинальном режиме уже при температуре газа 870–920°С к.п.д. ПГУ находится на уровне современных ПТУ, работающих при сверхкритических параметрах пара. По мере роста температуры газов после газовой турбины к.п.д. ПГУ с КУ будет повышаться вплоть до 58–60%;
• некоторая нейтрализация снижения эффективности ПГУ при уменьшении нагрузки может быть достигнута за счет дожигания топлива перед КУ. Особенно благоприятным изменением к.п.д. обладают установки, использующие в газовом контуре несколько ГТУ, работающих на одну паровую турбину. Уменьшение мощности в этом случае достигается последовательным отключением ГТУ;
• высокая маневренность установки обеспечивается большой долей мощности газового контура (60–70%), а также температурными параметрами пара и упрощенной тепловой схемой парового контура. Пуск установки на полную нагрузку обычно не превышает 60 мин;
• низкая удельная стоимость и высокая надежность работы; капитальные вложения в создание ПГУ на 20–25 % ниже, чем при создании маневренных ГТУ;
• широкая автоматизация управления установкой, которая включает пуск, нагружение и остановку;
• блочная поставка оборудования ПГУ в виде блоков ГТУ, паровой турбины, котла-утилизатора, конденсатора.

Указанные свойства ПГУ обуславливают их применение в переменной части графика нагрузок энергосистемы.

Принципиальным отличием схемы ПГУ с пассивным котлом-утилизатором (т.е. с КУ без дожига топлива) от других рассмотренных выше схем является отсутствие подвода теплоты топлива непосредственно к воде и водяному пару. Теплота подводится к котлу-утилизатору только за счет теплоты отработанных газов газовой турбины. Повышение начальной температуры газов перед газовой турбиной сверх 1000–1200°С позволяет получать в установке с котлом-утилизатором высокие параметры пара и обеспечивать максимально возможный к.п.д. За последние годы в мировом газотурбостроении сменилось несколько поколений газовых турбин. Начальная температура газа выросла с 800–850 до 1200–1300°С и более. Была преодолена температурная граница (около 1100°С), выше которой наиболее эффективным типом ПГУ становится не ПГУ с ВПГ или НПГ, а ПГУ с котлом-утилизатором. Примерами ПГУ с котлом-утилизатором могут служить ПГУ-35 с КУ на компрессорной станции «Грязовец» (1996 г.), ПГУ-450Т с КУ на Северо-Западной ТЭЦ (СанктПетербург) и ТЭЦ-27 ОАО «Мосэнерго».

ПГУ с котлом-утилизатором могут привлекаться для модернизации и технического перевооружения существующих электростанций, работающих на природном газе, с энергоблоками от 150 до 800 МВт, а также ТЭЦ. Модернизация позволит повысить технический уровень существующих ТЭС до современного при сохранении и использовании существующей инфраструктуры. В случае применения газовых турбин с начальной температурой газов сверх 1100°С в составе ПГУ с котлом-утилизатором возможно получение к.п.д. на уровне 52% и выше. При дальнейшем совершенствовании этого же класса газовых турбин возможно повышение к.п.д. ПГУ с КУ до 58%, а при использовании ГТУ с начальной температурой газов 1500°С и паровым охлаждением лопаток – до 60%. Такие установки уже созданы ведущими производителями энергетических ГТУ: «GE Power Systems», «Mitsubishi Heavy Industries», «Siemens», «Westinghouse» и «Alstom Energy».

Котлы-утилизаторы для ПГУ могут иметь несколько уровней давления пара. В этом направлении достигнут экономически целесообразный предел – трехконтурная схема с промперегревом пара. Для работы в базовой части графика электрических нагрузок и при использовании дорогого топлива применяются ПГУ с КУ на три уровня давления пара с промперегревом; при этом ПГУ выполняются в виде дубль-блока мощностью 300–450 МВт.

Для работы в переменной части графика с частыми пусками и остановками и при использовании дешевого топлива ПГУ с КУ имеет более простую схему утилизационного контура – два значения давления пара без промперегрева. Уровень мощности энергоблоков колеблется от 350 МВт и выше при полиблочной комплектации (до 4 ГТУ и более в одной установке). Цикл одного давления из-за повышенной температуры уходящих газов (150–170°С) пока еще находит применение в ПГУ мощностью 100–150 МВт на промышленных ТЭЦ и, как правило, при комбинированной выработке теплоты (пара) и электроэнергии.

Газопаровые установки контактного типа (монарные)

Повышение удельной мощности энергоустановки при заданных параметрах рабочего тела возможно введением дополнительного рабочего тела (водяного пара или пароводяной смеси) в проточную часть газовой турбины, где оно непосредственно контактирует с продуктами сгорания топлива – основного рабочего тела ГТУ. Отсюда название таких ГПУ – контактная газопаровая турбоустановка (КГПТУ). Рост удельной работы у них тем значительнее, чем меньше работа, затраченная на сжатие рабочего тела. Ввод пароводяного рабочего тела целесообразен в тракт высокого давления, при котором затраты работы на сжатие минимальны. Испарительная камера может быть расположена как перед камерой сгорания, так и за ней. Как правило, в тракт высокого давления вводится пар (ПГУ-STIG с впрыском пара), для генерации которого предусмотрен котелутилизатор, работающий на отходящей теплоте газовой турбины (рис. 3.32). Ввод воды или пара увеличивает расход рабочего тела через турбину, а следовательно, и её работу. Так как требования к чистоте вводимой среды достаточно высокие, в схеме предусмотрена химическая очистка поступающей воды.

Максимальные значения к.п.д. контактной установки определяются введенными ограничениями на работу котла-утилизатора. При принятом уровне температур уходящих из КУ газов порядка 120–160 °С к.п.д. установки при степени сжатия 18 достигает 43%, что на 9–10 % превышает к.п.д. ГТУ при тех же параметрах газа. Хотя в ГПУ открытого цикла и существуют потери питательной воды с уходящими газами, но, как показали расчеты, удельная стоимость контактной установки оказывается существенно меньше стоимости ПГУ.

Недостатком газопаровых установок открытого цикла является потеря химически подготовленной питательной воды с уходящими газами. При этом непрерывный выброс большого количества водяного пара в окружающую среду (20–30 т/ч) существенно влияет на экологическую обстановку окружающей среды. В маловодных районах потери воды вообще недопустимы. Проблема эта была решена созданием газопаровой установки закрытого цикла типа «Водолей» (рис. 3.33). В ГП НПКГ «Зоря»–«Машпроект» была разработана схема установки с улавливанием воды из отработавшего парогазового потока. На выходе ГТД устанавливается утилизационный котел, производящий водяной пар, подаваемый в камеру сгорания ГТУ. Поток парогазовой смеси, покидающий КУ, поступает в контактный конденсатор (КК), где с помощью впрыскиваемой против потока газа охлаждающей воды достигается конденсация водяного пара. Смесь охлаждающей воды и конденсата отводится из КК в бак-накопитель, откуда предварительно очищенная вода поступает в КУ, а также через охладитель – в КК. Пар, подаваемый в камеру сгорания ГТД, состоит из двух частей: большей части (около 90%) – так называемый энергетический впрыск пара, подаваемого непосредственно в камеру сгорания и «ответственного» за увеличение мощности турбины, и меньшей части (порядка 10%) – так называемый экологический впрыск пара, подаваемого в топливные форсунки с целью уменьшения вредных выбросов в продуктах сгорания за счет снижения температуры горения.

В 1995 году в ГП НПКГ «Зоря»–«Машпроект» была пущена опытная полноразмерная контактная газопаротурбинная установка «Водолей-25» мощностью 25 МВт.

Установка состоит из доработанного серийного ГТД ДС90, утилизационного парогенератора КУП-3100, контактного конденсатора КК-90, системы охлаждения воды, подаваемой в контактный конденсатор. Достигнутый уровень к.п.д. в условиях экспериментального стенда 41–42%, выбросы NOx составляют 50 мг/нм3 , СО – не более 50 мг/нм3 . Газопаровые установки типа «Водолей» наиболее перспективны для применения в маловодных регионах или в местах, где есть затруднения в подготовке большого количества котловой воды, так как позволяют не только возвращать котельную воду в цикл, но и получать избыток дистиллированной воды за счет конденсации влаги, образующейся при сгорании природного газа (при температуре охлаждающей воды менее 30°С). При высоких температурах наружного воздуха установки позволяют дополнительно повысить мощность электростанции за счет впрыска воды на входе в двигатель. Эти установки имеют большие потенциальные возможности по совершенствованию тепловой схемы и освоению новых, все более высоких уровней параметров термодинамического цикла. Проработки показывают, что в перспективных установках «Водолей» можно получить электрический к.п.д. порядка 55–57%. Мощность исходного ГТД можно увеличить на 30–60% и получить экономию топлива до 20–25%.

Благодаря существенному повышению мощности ГТУ при вводе пара или воды контактные газопаротурбинные установки (КГПТУ) можно использовать как средство для улучшения маневренных свойств энергоустановки, которое обеспечивается прежде всего за счет повышения приемистости и улучшения запуска. Практически все свойства и характеристики КГПТУ были подтверждены в процессе эксплуатации первой промышленной установки «Водолей-16», запущенной в 2004 году на компрессорной станции «Ставищенская» (г. Богуслав Киевской области) (рис. 3.34).

Одним из путей модернизации действующих паротурбинных энергоблоков является использование для этих целей газопаровых установок с впрыском пара в камеру сгорания ГТУ (ПГУ-STIG). КГПТУ такого вида наиболее приспособлены к практической реализации. Особенностью ГПУ-STIG по сравнению с исходной ГТУ является то, что увеличение мощности достигается за счет одновременного действия нескольких факторов: увеличения расхода рабочего тела, повышения давления дополнительного рабочего тела, исключения использования сжатого воздуха для охлаждения лопаток, использования термодинамически более благоприятных свойств добавляемого рабочего тела.

Дополнительный выигрыш можно получить, если сработать часть потенциала перегретого пара высокого давления в противодавленческой паровой турбине – приводе компрессора с последующим возвратом его в цикл ГТУ или применить вторичный подогрев рабочего тела ГПУ во второй (промежуточной) камере сгорания.

В теплофикационном варианте ГПУ-STIG вырабатываемый в котле-утилизаторе пар может быть использован для нужд теплофикации. При этом его распределение между камерой сгорания ГТУ и производством определяется графиком нагрузок и может в известной степени варьироваться. Кроме того, для теплофикации может быть также использована часть теплоты уходящих газов котлаутилизатора.

Преимуществами ГПУ-STIG по сравнению с традиционными ГТУ являются: существенное снижение эмиссии NОx при вводе пара в камеру сгорания, особенно при высоких температурах в ней; высокий электрический к.п.д. (51–55% по сравнению с 38–43% у ГТУ); снижение капитальных затрат на 20–25%; уменьшение себестоимости электроэнергии на 25–30%; упрощение состава оборудования, снижение массогабаритных показателей; сокращение срока ввода в эксплуатацию. Основной недостаток ГПУ-STIG – потерю с уходящими газами рабочего тела (воды) – можно устранить введением в схему установки контактного конденсатора (КК), т.е. путем использования технологии «Водолей». При наличии теплового потребителя низкопотенциальную теплоту конденсации водяных паров в КК можно направить в тепловую сеть с помощью теплонасосной установки (ТНУ). При этом себестоимость выработки теплоты оказывается в 1,6–1,7 раза ниже, чем при комбинированной выработке его турбинами ТЭЦ. Среднегодовая экономия топлива такими установками по сравнению с ГТУ (при одинаковых электрических и тепловых мощностях) составит 26–31%.

За рубежом ГПУ-STIG средней мощности работают в течение многих лет. Они созданы на базе машин серии LM фирмы «General Electric». Сотрудниками ИВТ РАН (Россия) проведена оптимизация параметров цикла ГПУ-STIG, а совместно с АО «Рыбинские моторы» проработаны эскизные проекты машин мощностью 180 и 300 МВт, работающих по циклу STIG, на базе авиадвигателя РД-36-51 конструкции РКБМ. Установка ГПУ-180 мощностью 180 МВт с к.п.д. 47,5% рассчитана на степень сжатия 15 и температуру рабочего тела за камерой сгорания 1600 К. Перспективный вариант ГПУ-300 при степени сжатия 54 и температуре рабочего тела за камерой сгорания 1900 К при том же расходе воздуха на входе в компрессор имеет мощность 300 МВт и к.п.д. 54%. Эти машины предназначены для замены типовых конденсационных блоков 200 и 300 МВт на электростанциях РАО «ЕЭС России» с существенным ростом экономичности выработки электроэнергии. В последние годы интенсивные разработки ГПУ-STIG мощностью 100 МВт ведутся ММПП «Салют» на базе авиадвигателей АЛ-21 и АЛ-21-СТ20 (наземный вариант), поставляемых для газоперекачивающих станций. Уровень температур за камерой сгорания порядка 1420 °С, к.п.д. – до 50%.

Парогазовые установки на твердом топливе

Парогазовые установки изначально рассчитаны на работу на газообразном топливе из-за наличия в их составе газовой турбины. В то же время из-за существенных преимуществ ПГУ перед другими видами энергетических установок возникла потребность использования парогазовых технологий в энергоустановках, работающих на твердом топливе. Это крайне важно для условий Украины при ограниченных запасах нефти и газа и больших запасах угля. Для применения твердого топлива разрабатываются новые для энергетики экологически чистые и эффективные технологии, включая парогазовые, с газификацией и прямым сжиганием твердого топлива под давлением в кипящем или циркулирующем слое. Концепция газификации твердого топлива предполагает рациональное включение процессов газификации и очистки газов в энергетический цикл, при котором избыточное давление в системе газификации и очистки газов, а также воздух для процесса газификации обеспечиваются от воздушных компрессоров комбинированной ПГУ, пар для процесса газификации поступает из отборов паровых турбин установки, физическое тепло и избыточное давление полученного газа максимально используются в энергетическом цикле для получения полезной мощности. Таким образом, парогазовая и газогенерирующая установки являются единым комплексом.

Газификация твердого топлива решает задачи перевода твердых горючих ископаемых в удобное для сжигания «чистое топливо» – горючие газы, а также в необходимое химическое сырье – водород и смеси водорода с оксидом углерода. Отличительной особенностью технологии газификации является возможность предотвращать образование в продуктах сгорания топлива вредных выбросов (оксидов серы и азота). Следствием этой особенности стала возможность получения в газогенерирующей установке дополнительных продуктов, таких как чистая сера или серная кислота, минеральные удобрения или стройматериалы, катализаторы для очистки сточных вод, концентраты редких металлов и т.д.

В США, Германии, Англии, Японии, Нидерландах, России и других странах разработаны программы по экологически чистому использованию топлива на основании симбиоза парогазовой и газогенерирующей устаовок – так называемые ПГУ с внутрицикловой газификацией (ВЦГ). В рамках этих программ построены демонстрационные ПГУ с ВЦГ, основанные на различных процессах газификации («Тексако», «Шелл», «Пренфло», «Бритиш Гес-Лурги», высокотемпературный «Винклер» и др.) с применением, как правило, парокислородного дутья. Мощность брутто ПГУ с внутрицикловой газификацией составляет 107–335 МВт, к.п.д. 30–45%, топливо – уголь с размерами фракций от 0,1 до 6–40 мм, начальная температура газа перед турбиной 820–1280°С, температура процесса газификации 800–1600°С, химический к.п.д. процесса 60–82 %, вредные выбросы в атмосферу: SO – 40–540 мг/м3 , NОх – 80–225 мг/м3 , зола – 2–16 мг/м3 . Демонстрационные ПГУ с ВЦГ реализованы как по схеме ПГУ с ВПГ, для которой характерны минимальные избытки воздуха в уходящих газах, определяемые условиями сгорания топлива без механического недожога, так и по схеме ПГУ с КУ, отличающейся предельными избытками воздуха в уходящих газах, определяемыми допустимой начальной температурой газа перед турбиной.

Внедрение технологий ПГУ с ВЦГ в 2004 г. составило приблизительно 41 ГВт. По данным «General Electric», в мире рассматривается около 500 проектов ПГУ с ВЦГ, предназначенных для работы на различных видах топлива, в том числе на угле, тяжелой нефти, биомассе и других видах твердого и жидкого топлива. На сегодняшний день состав действующих и строящихся ПГУ с ВЦГ показал, что наметившаяся область их коммерческого применения ограничивается ТЭС, входящими в состав прежних нефтехимических и химических заводов и обслуживающими в основном их потребности, в первую очередь утилизируя тяжелые остатки глубокой переработки нефти, с выработкой технологических пара, газа (H2 ) и электроэнергии.

Высокие относительно пылеугольных паросиловых установок капиталовложения в ПГУ с ВЦГ обусловлены введением в эти установки не свойственного энергетике технологического оборудования по «подготовке топлива» – газогенерирующей установки, обеспечивающей переработку твердого топлива в генераторный газ. При существующем уровне цен на твердое топливо капитальные затраты оказывают отрицательное влияние на экономические показатели ПГУ с ВЦГ, перевешивающее положительное влияние снижения эксплуатационных расходов и повышения экономичности энергоблока, что и сдерживает внедрение подобных установок. В настоящее время за рубежом эксплуатируются, строятся и проектируются более 70 ПГУ с ВЦГ с использованием, как правило, парокислородного дутья.

В ПГУ реализуется и второе направление экологически чистого использования твердого топлива – установки с котлами кипящего слоя под давлением (ПГУ с КСД). Эти установки наиболее привлекательны при реконструкции ТЭС мощностью менее 300 МВт. При такой технологии повышается их к.п.д., расширяется диапазон используемых видов топлива, увеличивается мощность до 25% при сохранении существующих паротурбинной части, строительных конструкций и инфраструктуры.

Ведение процесса сжигания твердого топлива в кипящем слое под давлением при низких по топочным меркам температурах (800–900° С по сравнению с 1500–1800°С при факельных технологиях) дает возможность не только очистить продукты сгорания топлива от твердых частиц, связать серу с известняком или доломитом с последующим выводом из слоя в виде СаS или СаS04 вместе с золой, предотвратить образование термических оксидов азота, но и использовать очищенные газы в качестве рабочего тела в газовой турбине. Повышенное давление процессов как сжигания топлива, так и его газификации позволяет значительно сократить габариты технологического оборудования, что обеспечивает поставку оборудования полностью заводской готовности и не исключает модульное наращивание мощностей энергетических установок.

В рамках государственной научно-технической программы в России были разработаны принципиальные схемы реконструкции пылеугольных ТЭЦ по парогазовой технологии. Рентабельность такой реконструкции обеспечивается в результате сохранения (или увеличения) электрической и тепловой мощности реконструируемых ТЭЦ, возможности работы ТЭЦ на разных видах топлива, включая местное, поэтапной реконструкции, проводимой без остановки ТЭЦ с максимальным использованием установленного оборудования, снижения экологической напряженности в районе расположения ТЭЦ путем сокращения валовых выбросов загрязняющих веществ в окружающую среду (по оксидам азота в 4–4,5 раза, по оксидам серы в 3–10 и по золе в 15–26 раз), снижения удельных капиталовложений.

Таким образом, можно создавать ПГУ на твердом топливе по двум технологиям: прямого сжигания твердого топлива в кипящем слое под давлением и внутрицикловой газификации.

Современное состояние и перспективы развития комбинированных энергоустановок

В ближайшие десятилетия технический процесс в энергетике будет неразрывно связан с парогазовыми технологиями. Мировой ежегодный ввод парогазовых установок в период 1997–2006 гг. достиг 25 ГВт (35%), что почти вдвое превышает их ввод в предыдущие десятилетия. Существует большое разнообразие таких комбинированных энергоустановок. Условно их можно объединить по категориям: по мощности базовой ГТУ – от нескольких МВт до 260–270 МВт (GT26, 701G); по составу оборудования – от моноблоков (1ГТУ+1ПТУ) до полиблоков (4ГТУ+1ПТУ); по схеме утилизационного контура – от схемы с одним значением давления до трех значений с промперегревом и т.п. Кроме того, комбинированные установки отличаются по тепловой схеме и областям преимущественного использования каждой из схем. В 2004 году производилось более 100 различных моделей комбинированных энергоустановок электрической мощностью от 1,7 до 972 МВт, в том числе с мощностью паровой турбины от 0,6 до 314 МВт, с к.п.д. от 28,3 до 60% с количеством модульных энергоблоков в составе комбинированной установки от двух до шести.

В Украине комбинированные энергоустановки разрабатываются фирмами: ГП НПКГ «Зоря»–«Машпроект» – электрической мощностью 16–325 МВт с к.п.д. 41,8–51,5%, в том числе КГПТУ-16К электрической мощностью 16 МВт с к.п.д. 43%; ОАО «Мотор-Січ» – электрической мощностью установок 1,7–12,63 МВт с к.п.д. 28,31–47,11%. ОАО «Турбоатом» разработало шесть моделей ПГУ: от ПГУ-100 до ПГУ-400 электрической мощностью от 105 до 406 МВт с к.п.д. от 45,2 до 53,2%.

Комбинированные установки спроектированы и российскими фирмами: ОАО «ЛМЗ»: электрическая мощность установок 230–540 МВт, к.п.д. 51,1–55,4%; ОАО «Оргэнергострой» выпускает установку ПГУ-25 «Прогресс» мощностью 25 МВт с к.п.д. 42%; ФГУП ММПП «Салют» разработало установки ГТЭ-60С и ГТЭ-120С мощностью 60 и 120 МВт с к.п.д. 52%; ОАО «НПО «Сатурн» выпускает ПГУ-170 и ПГУ-325 электрической мощностью 170 и 325 МВт с к.п.д. 52,5 и 51,5% соответственно.

За рубежом комбинированные установки производят фирмы: «Alstom Power» – мощностью 168–720 МВт с к.п.д. 42–52,9%; «Ebara Corporation» – мощностью 66,9 МВт; «GE Energy» – мощностью 283–480 МВт с к.п.д. 44–60%; «MAN Turbo» – мощностью 28,74–69,84 МВт; «Mitsubishi Heavy Industries Ltd» – мощностью 167,4–972,1 МВт с к.п.д. 51,4–58,2%; «Mitsui Engineering & Shipbuilding» – мощностью 8,5–13,25 МВт с к.п.д. 40,6–41,7%; «Pratt & Whitney Power Systems» – мощностью 32,91–74,185 МВт с к.п.д. 49,7–51,3%; «Rolls Roycе» – мощностью 38,7–132 МВт; «Siemens», «Demag Delaval Industrial Turbomashinery» – мощностью 36,1–124,5 МВт с к.п.д. 50,0–54,3%; «Siemens», «Westinghose» – мощностью 47,7–765,2 МВт с к.п.д. 47,7–58,3%; «Solar Turbines» – мощностью 28,7–71,1 МВт с к.п.д. 44–44,2%. Турбоэлектрогенераторы выпускаются как на 50 Гц, так и на 60 Гц.

Таким образом, парогазовые и газопаровые установки стновятся одним из основных направлений мировой энергетики.

Страница 38 из 75

ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
8.1. Понятие о парогазовых энергетических технологиях и устройство простейшей ПГУ

Парогазовыми называются энергетические установки, в которых теплота уходящих газов ГТУ прямо или косвенно используется для выработки электроэнергии в паротурбинном цикле.

На рис. 8.1 показана принципиальная схема простейшей парогазовой установки так называемого утилизационного типа . Уходящие газы ГТУ поступают в котел-утилизатор - теплообменник противоточного типа, в котором за счет тепла горячих газов генерируется пар высоких параметров, направляемый в паровую турбину.

Котел-утилизатор представляет собой шахту прямоугольного сечения, в которой размещены поверхности нагрева, образованные сребренными трубами, внутрь которых подается рабочее тело паротурбинной установки (вода или пар). В простейшем случае поверхности нагрева котла-утилизатора состоят из трех элементов: экономайзера 3 , испарителя 2 и пароперегревателя 1 . Центральным элементом является испаритель , состоящий из барабана 4 (длинного цилиндра, заполняемого наполовину водой), нескольких опускных труб 7 и достаточно плотно установленных вертикальных труб собственно испарителя 8 . Испаритель работает на принципе естественной конвекции. Испарительные трубы находятся в зоне более высоких температур, чем опускные. Поэтому в них вода нагревается, частично испаряется и поэтому становится легче и поднимается вверх в барабан. Освобождающееся место заполняется более холодной водой по опускным трубам из барабана. Насыщенный пар собирается в верхней части барабана и направляется в трубы пароперегревателя 1 . Расход пара из барабана 4 компенсируется подводом воды из экономайзера 3 . При этом поступающая вода, прежде чем испариться полностью, многократно пройдет через испарительные трубы. Поэтому описанный котел-утилизатор называется котлом с естественной циркуляцией .

В экономайзере происходит нагрев поступающей питательной воды практически до температуры кипения (на 10-20 °С меньше, чем температура насыщенного пара в барабане, полностью определяемая давлением в нем). Из барабана сухой насыщенный пар поступает в пароперегреватель, где перегревается сверх температуры насыщения. Температура получаемого перегретого пара t 0 всегда, конечно, меньше, чем температура газов q Г, поступающих из газовой турбины (обычно на 25-30 °С).

Под схемой котла-утилизатора на рис. 8.1 показано изменение температур газов и рабочего тела при их движении навстречу друг другу. Температура газов плавно уменьшается от значения q Г на входе до значения q ух температуры уходящих газов. Движущаяся навстречу питательная вода повышает в экономайзере свою температуру до температуры кипения (точка а ). С этой температурой (на грани кипения) вода поступает в испаритель. В нем происходит испарение воды. При этом ее температура не изменяется (процесс a - b ). В точке b рабочее тело находится в виде су­хого насыщенного пара. Далее в пароперегревателе происходит его перегрев до значения t 0 .

Образующийся на выходе из пароперегревателя пар направляется в паровую турбину, где, расширяясь, совершает работу. Из турбины отработанный пар поступает в конденсатор, конденсируется и с помощью питательного насоса 6 , повышающего давление питательной воды, направляется снова в котел-утилизатор.

Таким образом, принципиальное отличие паросиловой установки (ПСУ) ПГУ от обычной ПСУ ТЭС состоит только в том, что топливо в котле-утилизаторе не сжигается, а необходимая для работы ПСУ ПГУ теплота берется от уходящих газов ГТУ. Однако сразу же необходимо отметить ряд важных технических отличий ПСУ ПГУ от ПСУ ТЭС.

1. Температура уходящих газов ГТУ q Г практически однозначно определяется температурой газов перед газовой турбиной [см. соотношение (7.2)] и совершенством системы охлаждения газовой турбины. В большинстве современных ГТУ, как видно из табл. 7.2 , температура уходящих газов составляет 530-580 °С (хотя имеются отдельные ГТУ с температурой вплоть до 640 °С). По условиям надежности работы трубной системы экономайзера при работе на природном газе температура питательной воды t п.в на входе в котел-утилизатор не должна быть меньше 60 °С. Температура газов q ух, покидающих котел-утилизатор, всегда выше, чем температура t п.в. Реально она находится на уровне q ух » 100 °С и, следовательно, КПД котла-утилизатора составит

где для оценки принято, что температура газов на входе в котел-утилизатор равна 555 °С, а температура наружного воздуха 15 °С. При работе на газе обычный энергетический котел ТЭС (см. лекцию 2 ) имеет КПД на уровне 94 %. Таким образом, котел-утилизатор в ПГУ имеет КПД существенно более низкий, чем КПД котла ТЭС.

2. Далее, КПД паротурбинной установки рассмотренной ПГУ существенно ниже, чем КПД ПТУ обычной ТЭС. Это связано не только с тем, что параметры пара, генерируемого котлом-утилизатором, ниже, но и с тем, что ПТУ ПГУ не имеет системы регенерации. А иметь ее она в принципе не может, так как повышение температуры t п.в приведет к еще большему снижению КПД котла-утилизатора.

Тем не менее, при всем этом КПД ПГУ оказывается весьма высоким. Для того чтобы убедиться в этом, рассмотрим ПГУ простой схемы (рис. 8.2), причем при рассмотрении будем принимать далеко не самые лучшие экономические показатели отдельных элементов оборудования.

Пусть в камере сгорания ГТУ сожжено некоторое количество газа, из которого получено Q кс = 100 МВт·ч теплоты. Допустим, что КПД ГТУ составляет 34 %. Это означает, что в ГТУ будет получено Э ГТУ = 34 МВт·ч электроэнергии. Количество теплоты

поступает в котел-утилизатор. Пусть его КПД равен h ку = 75 %. Тогда в дымовую трубу из котла уйдет

а количество тепла Q ПТУ = Q ку - Q ух = 49,5 МВт·ч поступает в паротурбинную установку для преобразования в электроэнергию. Пусть ее КПД всего лишь h ПТУ = 0,3; тогда электрогенератор паровой турбины выработает

электроэнергии. Всего ПГУ выработает

электроэнергии и, следовательно, КПД ПГУ h ПТУ = Э/Q кс = 0,4885, т.е. около 49 %.
Приведенные рассуждения позволяют получить простую формулу для определения КПД ПГУ утилизационного типа:

Эта формула сразу же объясняет, почему ПГУ стали строиться лишь в последние 20 лет. Действительно, если к примеру взять ГТУ типа ГТ-100-ЗМ, то ее КПД h гту = 28,5 %, а температура за ГТУ q Г = 398 °С. При такой температуре газов в котле-утилизаторе можно сгенерировать пар с температурой около 370 °С, и КПД паротурбинной установки будет составлять примерно 14 %. Тогда при h ку = 0,75 КПД ПГУ составит

и целесообразнее построить обычный паротурбинный энергоблок СКД с большей экономичностью. С троительство ПГУ стало экономически оправданным лишь после создания высокотемпературных ГТУ, которые не только обеспечили ее высокий КПД, но и создали условия для реализации паротурбинного цикла высокой экономичности. Из соотношения (8.1) можно получить практически универсальное соотношение между мощностями газотурбинной и паротурбинной частью ПГУ:

т.е. это отношение определяется только КПД элементов ПГУ. Для рассмотренного выше примера

т.е. мощность ГТУ примерно вдвое выше, чем мощность паровой турбины. Именно это соотношение объясняет, почему ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга состоит из двух ГТУ и одной паровой турбины мощностью примерно по 150 МВт.
Представление об устройстве электростанции с ПГУ дает рис. 8.3, на котором изображена ТЭС с тремя энергоблоками. Каждый энергоблок состоит из двух рядом стоящих ГТУ 4 типа V94.2 фирмы Siemens, каждая из которых свои уходящие газы высокой температуры направляет в свой котел-утилизатор 8 . Пар, генерируемый этими котлами, направляется в одну паровую турбину 10 с электрогенератором 9 и конденсатором, расположенным в конденсационном помещении под турбиной. Каждый такой энергоблок имеет суммарную мощность 450 МВт (каждая ГТУ и паровая турбина имеют мощность примерно 150 МВт). Между выходным диффузором 5 и котлом-утилизатором 8 устанавливают байпасную (обводную) дымовую трубу 12 и газоплотный шибер 6 . Шибер позволяет отсечь котел-утилизатор 8 от газов ГТУ и направить их через байпасную трубу в атмосферу. Такая необходимость может возникнуть при неполадках в паротурбинной части энергоблока (в турбине, котле-утилизаторе, генераторе и т.д.), когда ее требуется отключить. В этом случае мощность энергоблока будет обеспечиваться только ГТУ, т.е. энергоблок может нести нагрузку в 300 МВт (хотя и со сниженной экономичностью). Байпасная труба весьма помогает и при пусках энергоблока: с помощью шибера котел-утилизатор отсекается от газов ГТУ, и последние выводятся на полную мощность в считанные минуты. Затем можно медленно, в соответствии с инструкцией, ввести в работу котел-утилизатор и паровую турбину.

При нормальной работе шибер, наоборот, не пропускает горячие газы ГТУ в байпасную трубу, а направляет их в котел-утилизатор.
Газоплотный шибер имеет большую площадь, представляет собой сложное техническое устройство, главным требованием к которому является высокая плотность, поскольку каждый 1 % потерянного тепла через неплотности означает снижение экономичности энергоблока примерно на 0,3 %. Поэтому иногда отказываются от установки байпасной трубы, хотя это существенно усложняет эксплуатацию.
Между котлами-утилизаторами энергоблока устанавливают один деаэратор, который принимает конденсат для деаэрации из конденсатора паровой турбины и раздает его на два котла-утилизатора.