Гужулев Э.П. Основы современной малой энергетики. Том 2 - файл n1.doc

приобрести
Гужулев Э.П. Основы современной малой энергетики. Том 2
скачать (5930.4 kb.)
Доступные файлы (2):
n1.doc8294kb.20.12.2006 19:50скачать
n2.doc808kb.20.12.2006 19:33скачать

n1.doc

1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   12
Глава вторая
Парогазовые установки
2.1. 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.

Принципиальная схема простейшей парогазовой установки так называемого утилизационного типа показана на рис. 2.8. 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 оребренными 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, за счет чего 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.



Рис. 2.8. Принципиальная схема простейшего ПГУ утилизационного типа
На рисунке обозначено: 1 ? пароперегреватель; 2 ? испаритель; 3 ? экономайзер; 4 ? барабан; 5 ? конденсатор паровой турбины; 6 ? питательный насос; 7 ? опускная труба испарителя; 8 ? подъемные трубы испарителя.

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 пыли практически до температуры кипения (на 10?20 °С меньше темпе­ратуры насыщенного пара в барабане, полностью определяемой давлени­ем в нем). Из барабана сухой насыщенный пар поступает в пароперегре­ватель, где перегревается сверх температуры насыщения. Температура получаемого перегретого пара t0 всегда, конечно, меньше чем температу­ра газов ?Г, поступающих из газовой турбины (обычно на 25?30 °С).

Под схемой котла-утилизатора (см. рис. 2.8.) показано изменение темпе­ратур газов и рабочего тела при их движении навстречу друг другу. Тем­пература газов плавно уменьшается от значения ?Г на входе до значения ?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 а ? b). В точке b рабочее тело находится в виде су­хого насыщенного пара. Далее в пароперегревателе происходит его пере­грев до значения t0.

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 ?г практически однозначно опре­деляется температурой газов перед газовой турбиной и совершенством системы охлаждения газовой турбины. В боль­шинстве современных ГТУ 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 tп.в. на входе в котел-утилизатор не должна быть меньше 60 °С. Тем­пература газов ?ух, покидающих котел-утилизатор, всегда выше чем тем­пература tп.в.. Реально она находится на уровне ?ух = 100 °С и, следовательно, КПД котла-утилизатора составит:

?ку = (555?100)/(555?15) = 0,843,

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 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 tп.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. 2.9), причем при рассмотрении будем принимать далеко не самые лучшие экономические показатели отдельных элементов оборудования.

Qку = Qкс ? Эгту = 100 ? 34 = 66 МВт·ч.



Рис. 2.9. Превращения теплоты в работу

в простейшей ГТУ утилизационного типа
Пусть в камере сгорания ГТУ сожжено некоторое количество газа, из ко­торого получено Qкс = 100 МВт·ч теплоты. Допустим, что КПД ГТУ со­ставляет 34 %. Это означает, что в ГТУ будет получено ЭГТУ = 34 МВт·ч электроэнергии. Количество теплоты поступает в котел утилизатор. Пусть его КПД равен ?ку = 75 %. Тогда в дымовую трубу котла уйдет

Qух = Qку (1 ? ?ку) = 66 (1 ? 0,75) = 16,5 МВт·ч,

а количество тепла QПТУ = Qку – Qух = 49,5 МВт·ч поступит в паротурбин­ную установку для преобразования в электроэнергию. Пусть ее КПД всего лишь ?ПТУ = 0,3; тогда электрогенератор паровой турбины выработает электроэнергии:

эПту = QПТУ·?ПТУ = 49,5·0,3 = 14,85 МВт·ч.

Всего ПТУ выработает

Э = ЭГТУ + ЭПТУ = 34 + 14,85 = 48,85 МВт·ч

и, следовательно, КПД ПГУ ?ПТУ = Э/Qкс = 0,4885, т.е. около 49 %.

Приведенные рассуждения позволяют получить простую формулу для определения КПД ПГУ утилизационного типа:

?ПТУ = ?ГТУ + (1? ?ГТУ) ?ку ?ПТУ. (2.1)

Эта формула сразу же объясняет, почему ПГУ стали строиться лишь в последние 20 лет. Действительно, если к примеру взять ГТУ типа
ГТ-100-3М, то ее КПД ?ГТУ=28,5 %, а температура за ГТУ ?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 ?ку = 0,75 КПД ПГУ составит

?ГТУ = (1? 0,285)·0,75·0,14 = 0,36,

и целесообразнее построить обычный паротурбинный энергоблок СКД с большей экономичностью. Строительство 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 (2.1) можно получить практически универсальное соот­ношение между мощностями газотурбинной и паротурбинной частью ПГУ:

NГТУ/ NПТУ = ?ГТУ /(1? ?ГТУ) · ?КУ·?ПТУ, (5.2)

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

NГТУ/ NПТУ = 0,34/(1?0,34) ·0,75·0,3 = 2,3 ? 2,

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. 2.10, на котором изображена ТЭС с тремя энергоблоками. Каждый энергоблок состоит из двух рядом стоящих ГТУ 4 типа V94.2 фирмы Siеmens, 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.



Рис. 2.10. Устройство электростанции с ПТУ (проспект фирмы Siеmens)
На рисунке обозначено: 1 – КВОУ; 2 – блочный трансформатор;
3 – электрогенератор ГТУ; 4 – ГТУ типа V94.2; 5 – переходной диффузор от газовой турбины к байпасной трубе; 6 – шиберная задвижка; 7 – деаэратор; 8 – котел-утилизатор вертикального типа; 9 ? электрогенератор паровой турбины; 10 – паровая турбина; 11 – дождевая заслонка котла-утилизатора; 12 – байпасная труба; 13 ? помещение для оборудования очистки жидкого топлива; 14 – баки жидкого топлива.
2.2. Преимущества и недостатки ГТУ
1. Главное преимущество ГТУ заключается в ее компактности. Перечислим следующие доводы в пользу этого вывода:

- небольшие габариты;

- отсутствуют паровой котел со сложным оборудованием, требующий отдель­ное высотное помещение, паровая турбина с конденсатором и циркуляционными и конденсатными насосами, системой регенерации из 7–9 подогревателей, деаэра­тором и пр.;

- процесс расширения газов происходит в газовой турбине, состоящей из 3–5 ступеней, в то время как паровая турбина при той же мощности состоит из 3–4 цилиндров в составе 20–30 ступеней. При этом длина паровой турбины в трехцилиндровом исполнении в 1,5 раза больше газовой турбины;

- как следствие, ГТУ может быть установлена на бетонное основание на нуле­вой отметке машинного зала, а ПТУ требует рамного фундамента высотой 9-16 м с размещением паровой турбины на верхней фундаментной плите и вспомога­тельного оборудования под ней.

Компактность ГТУ позволяет осуществлять ее сборку еще на заводе-изготовителе. Для нее характерна быстрая окупаемость капиталовложений и ми­нимальные затраты на ремонтно-эксплуатационное обслуживание.

2. ГТУ не требует охлаждающей воды.

В результате удельные капиталовложения в рублях на 1 кВт мощности газотур­бинной электростанции значительно меньше.

3. Важным достоинством ГТУ является ее высокая маневренность, определяе­мая малым уровнем давления (по сравнению с давлением в паровой турбине) и, следовательно, легким прогревом и охлаждением без возникновения опасных температурных напряжения и деформаций.

4. Практически полная автоматизация производственных процессов и слабое воздействие на окружающую среду.

Однако ГТУ имеют и существенные недостатки.

1. Это, прежде всего, меньшая экономичность, чем ПТУ. КПД простой ГТУ невелик и для его повышения необходимо увеличение температуры газа перед турбиной (tГ). В перспективных газовых энергетических турбинах этот показатель находится на уровне tГ = 1300–1500 °С. Несмотря на высокий уровень этой темпе­ратуры, средний КПД достаточно хороших ГТУ составляет лишь 37–38 % против паротурбинных энергоблоков – 42–43 %. Потолком для мощных энергетических ГТУ сейчас является КПД на уровне 42–43 %. Все это объясняется высокой температурой отработавших в турбине газов и, следовательно, значительной потерей теплоты с уходящими газами. Дальнейшее повышение КПД возможно путем усложнения схемы ГТУ.

2. Другим недостатком является невозможность использования в них низко­сортных топлив, по крайней мере, в настоящее время. ГТУ может хорошо рабо­тать только на газе или дизельном топливе, которые не дают отложений на лопат­ках турбин. Паросиловые энергоблоки могут работать на любом топливе, в том числе на некачественном.

3. ГТУ имеют сравнительно небольшие величины единичной мощности и низ­кую долю полезной мощности.

Однако ситуация коренным образом изменяется при использовании теплоты уходящих газов ГТУ в теплофикационных установках или в комбинированном (парогазовом) цикле. Об этом будет идти речь далее.

2.3. Области применения ГТУ
В настоящее время на электростанциях России и в ряде стран СНГ эксплуати­руются 110 энергетических ГТУ единичной мощности более 10 МВт. Их суммар­ная мощность невелика и составляет примерно 2500 МВт. На электростанциях в отдаленных районах ГТУ несет базовую нагрузку, а в крупных энергосистемах они используются в качестве агрегатов для покрытия пиковых нагрузок и аварий­ного резерва, а также в составе ПГУ. Пиковые ГТУ быстро запускаются в работу и эксплуатируются в году сравнительно немного времени по простой схеме.

Большинство мощных ГТУ как в нашей стране, так и за рубежом проектиру­ются сейчас по простой схеме в расчете на возможность работы в составе ПГУ.
Глава третья
Парогазовые установки электростанций.

Проблемы использования энергоносителей

в теплоэнергетике
Основным направлением научно-технического прогресса (НТП) в теплоэнерге­тике (в области превращения тепла в работу) является:

Практическая реализация данных направлений НТП в значительной мере зависит от вида применяемых энергоносителей.

Известно, что в теплоэнергетике широко используется такой энергоноситель, как водяной пар. Однако при его применении первое направление решается с большими трудностями – необходимо повысить не только температуру, но и дав­ление рабочего тела. Поэтому каждая очередная ступень повышения начальных параметров пара в теплоэнергетике требует решения очередной металлургической проблемы – создание нового высокопрочного, температуроустойчивого конст­рукционного металла для изготовления котлов и турбин.

Не случайно, что за весь XX в. средняя температура подвода тепла в цикл паросиловых установок повы­шена только на 68 К (с 590 К до 658 К), что соответствует переходу от начальных параметров пара 9 МПа и 535 °С до 24 МПа и 540 °С. В то же время при ис­пользовании водяного пара сравнительно просто решается вопрос снижения тем­пературы отвода тепла из цикла путем применения для этой цели холодной цир­куляционной воды или теплоносителя из обратного теплопривода тепловой сети.

Одним из путей, способствующих совершенствованию циклов превращения тепла в работу, является использование энергоносителей в соответствии с их фи­зическими свойствами.

Газ, как один из энергоносителей, существенно просто решает проблему по­вышения средней температуры подвода тепла в теплосиловой цикл, так как не нужно повышать его давление. Однако при его использовании усложняется вопрос решения второго направления НТП – снижение температуры отработавшего тепла, отво­димого из цикла. Надо увеличить степень изменения давления в компрессоре и турбине, а это вызывает повышенные внутренние потери в этих машинах из-за процессов сжатия и расширения. Одним из оптимальных решений этой проблемы НТП является применение парогазовых установок (ПГУ), в которых для реализации высокотемпературной части цикла используется газ, а для низкотемпературной части цикла – водяной пар.
3.1. Газовые турбины
Рабочим телом в газовых турбинах является смесь продуктов сгорания топлива с воздухом (га­зы), поступающая в турбину при высокой температуре из камеры сгорания. Схема газотурбинной уста­новки (ГТУ) приведена на рис. 2.11. На одном валу с газовой турбиной помимо электрического гене­ратора находится воздушный компрессор, сжимающий холодный воздух.

Сжатый в компрессоре воздух и топливо поступают в камеру сгорания. Если в камеру сгорания подавать воздуха ровно столько, сколько нужно для полного сгорания топлива, то продукты сгорания будут иметь температуру более 2000 °С, что недопустимо по условиям прочности и нестойкости элементов турбины. Для того чтобы снизить температуру газа до приемлемого уровня (750–770 °С), в камеру сгорания подают в 3,5–4,5 раза больше воздуха, чем нужно для сгорания топлива.

Из камеры сгорания горячие газы поступают в турбину, где они расширяются примерно до атмо­сферного давления, совершая работу, и затем выбрасываются через дымовую трубу. Принципиальная схема
ГТ-750-100-2 мощностью 100 МВт представлена на рис. 2.12.



Рис. 2.11. Схема газотурбинной установки
На рисунке обозначено: ВК ? воздушный компрессор; ГТ ? газовая турбина; ГЭТ ? генератор электрического тока; ТН ? топливный насос; ПМ ? пусковой мотор; КС ? камера сгорания.



Рис. 2.12. Принципиальная схема ГТ-750-100-2 мощностью 100 МВт

На рисунке обозначено: 1 ? компрессор высокого давления: 2 ? камера сгорания высокого давления; 3 ? камера сгорания низкого давления;
4 ? компрессор низкого давления; 5 ? элект­рогенератор; 6 ? турбина низкого давления; 7 ? воздухоохладитель; 8 ? турбина высокого давления.
3.2. Классификация ПГУ, их типы,

преимущества и недостатки
Ранее была рассмотрена ПГУ самого простого и самого распространенного типа ? утилизационного. Однако многообразие ПГУ столь велико, что нет возможности рассмотреть их в полном объеме. Поэтому далее рассмотрим основные типы ПГУ, интересные либо с принципиальной, либо с практической точки зрения. Одновременно попытаемся выполнить их клас­сификацию, которая, как и всякая классификация, будет условной.

По назначению ПГУ подразделяют на конденсационные и теплофикаци­онные. Первые из них вырабатывают только электроэнергию, вторые служат и для нагрева сетевой воды в подогревателях, подключаемых к паровой турбине.

По количеству рабочих тел, ис­пользуемых в ПГУ, их делят на би­нарные и монарные. В бинарных ус­тановках рабочие тела газотурбинно­го цикла (воздух и продукты горения топлива) и паротурбинной установки (вода и водяной пар) разделены. В монарных установках рабочим телом турбины является смесь продуктов. Схема монарной ПГУ показана на рис. 2.13.

Выходные газы ГТУ на­правляются в котел-утилизатор, в который подается вода питательным насосом 5. Получаемый на вы­ходе пар поступает в камеру сгора­ния 2, смешивается с продуктами сгорания, и образующаяся однород­ная смесь направляется в газовую (правильнее сказать, в парогазовую) турбину 3. Смысл этого поня­тен: часть идущего из воздушного компрессора воздуха, служащая для уменьшения температуры рабочих газов до допустимой по условиям прочности деталей газовой турбины, за­мещается паром, на повышение давления которого питательным насосом в состоянии воды затрачивается меньше энергии, чем на повышение давле­ния воздуха в компрессоре. Вместе с тем, поскольку газопаровая смесь по­кидает котел-утилизатор в виде пара, то тепло конденсации водяного пара, полученное им в котле и составляющее значительную величину, уходит в дымовую трубу.



Рис. 2.13. Принципиальная схема монарной ПГУ
На рисунке обозначено: 1 ? компрессор; 2 ? камера сгорания; 3 ? парогазовая турбина; 4 ? котел-утилизатор; 5 ? питательный насос.

Техническая трудность организации конденсации пара из парогазовой смеси и связанная с этим необходимость постоянной работы мощ­ной водоподготовительной установки являются главным недостатком ПГУ монарного типа.

За рубежом описанная монарная установка получила название STIG (от STEAM INIECTED GAZ TURBINE). Их строит в основном фирма GENERAL ELECTRIC в комбинации с ГТУ сравнительно малой мощности.

В табл. 2.5. при­ведены данные фирмы GENERAL ELECTRIC, иллюстрирующие увеличение мощности и КПД двигателей при использовании впрыска пара. Видно, что при впрыске пара и мощность, и КПД растут.

Однако отмеченные ранее недостатки не привели к широкому распростране­нию монарных ПГУ, по крайней мере, для целей производства электро­энергии на мощных ТЭС.

Таблица 2.5.


Модуль

ГТУ

Мощность двигателя, МВт

КПД двигателя, %

без ввода пара

при вводе пара

без ввода пара

при вводе пара

LМ 1600

LM 2500

LМ 5000

13,0

22,2

33,1

16,7

26,5

51,9

34

35

36

40

39

43


На Южно-турбинном заводе (г. Николаев, Украина) построена демон­страционная монарная ПГУ мощностью 16 МВт.

Большинство ПГУ относится к ПГУ бинарного типа. Существующие бинарные ПГУ можно разделить на пять типов.

Утилизационные ПГУ. В этих установках тепло уходящих газов утилизируется в котлах-утилизаторах с получением пара высоких пара­метров, используемого в паротурбинном цикле. Главными преимущест­вами утилизационных ПГУ по сравнению с ПТУ являются высокая эко­номичность (в ближайшие годы их КПД превысит 60 %), существенно меньшие капиталовложения, меньшая потребность в охлаждающей воде, малые вредные выбросы, высокая маневренность. Как уже было сказано, утилизационные ПГУ требуют высокоэкономичных высокотемператур­ных газовых турбин с высокой температурой уходящих газов для генери­рования пара высоких параметров для паротурбинной установки (ПТУ). Современные ГТУ, отвечающие этим требованиям, пока могут работать либо на природном газе, либо на легких сортах жидкого топлива.

ПГУ со сбросом выходных газов ГТУ в энергетический котел. Час­то такие ПГУ называют кратко сбросными, или ПГУ с низконапорным парогенератором (рис. 2.14). В них тепло уходящих газов ГТУ, содержащих достаточное количество кислорода, направляется в энергетический котел, замещая в нем воздух, подаваемый дутьевыми вентиляторами котла из атмосферы. При этом отпадает необходимость в воздухоподогревателе котла, так как уходящие газы ГТУ имеют высокую температуру. Главным пре­имуществом сбросной схемы является возможность использования в паро­турбинном цикле недорогих энергетических твердых топлив. В сбросной ПГУ топливо направляется не только в камеру сгорания ГТУ, но и в энергетический котел (рис. 2.14), причем ГТУ работает на лег­ком топливе (газе или дизельном топливе), а энергетический котел – на любом топливе. В сбросной ПГУ реализуется два термодинамических цикла. Теплота, поступившая в камеру сгорания ГТУ вместе с топливом, преобразуется в электроэнергию так же, как и в утилизационной ПГУ, т.е. с КПД на уровне 50 %, а теплота, поступившая в энергетический котел ? как в обычном паротурбинном цикле, т.е. с КПД на уровне 40 %. Однако достаточно высокое содержание кислорода в уходящих газах ГТУ, а так­же необходимость иметь за энергетическим котлом малый коэффициент избытка воздуха приводят к тому, что доля мощности паротурбинного цикла составляет примерно 2/3, а доля мощности ГТУ ? 1/3 (в отличие от утилизационной ПГУ, где это соотношение обратное). Поэтому КПД сбросной ПГУ составляет примерно

?пгу=2/3·40 + 1/3·50 = 43,3 %,

т.е. существенно меньше чем утилизационной ПГУ. Ориентировочно можно считать, что в сравнении с обычным паротурбинным циклом эко­номия топлива при использовании сбросной ПГУ примерно вдвое мень­ше, чем экономия топлива в утилизационной ПГУ.



Рис. 2.14. Схема сбросной ПГУ

На рисунке обозначено: 1 ? энергетический котел; 2 ? паровая турбина; 3 ? кон­денсатор; 4 ? питательный насос.

Кроме того, схема сбросной ПГУ оказывается очень сложной, так как необходимо обеспечить автономную работу паротурбинной части (при выходе из строя ГТУ), а поскольку воздухоподогреватель в котле отсут­ствует (ведь в энергетический котел при работе ПГУ поступают горячие газы из ГТУ), то необходима установка специальных калориферов, нагревающих воздух перед подачей его в энергетический котел.

ПГУ с «вытеснением» регенерации. Идея такой ПГУ состоит в том, что регенеративные подогреватели отключаются от паровой турбины, а для подогрева питательной воды энергетического котла используется те­пло уходящих газов ГТУ (рис. 2.15). Сэкономленный пар отборов служит для выработки дополнительной мощности в паровой турбине.

Рис 2.15. Принципиальная схема ПГУ с вытеснением регенерации
На рисунке обозначено: 1 ? энергетический котел; 2 ? деаэратор; 3 ? конденсатор; 4 ? группа ПНД; 5 ? питатель­ным насос; 6 ? группа ПВД; 7 ? газовый подогреватель конденсата низкого давления; 8 ? газовый подогреватель конденсата высокого давления; 9 ? конденсатный насос.

При этом теплота конденсации сэкономлен­ного пара теряется в конденсато­ре, а не возвращается питательной воде. И выигрыш в эконо­мичности в этом случае возникает тогда, когда эта потеря будет меньше чем эко­номия топлива за счет уменьше­ния потери теплоты с уходящими газами ГТУ. ПГУ с вытеснением регенерации дает наименьшую экономию топлива (около 4 %), однако позволяет надстроить паротурбинный энергоблок с ми­нимальными переделками.

Схема ПГУ с высоконапорным парогенератором (котлом) показана на рис. 2.16. В такой ПГУ высоконапорный парогенератор (ВПГ) играет одновременно роль и энер­гетического котла ПТУ, и камеры сгорания ГТУ. Для этого в нем поддер­живается высокое давление, создаваемое компрессором ГТУ. Для повы­шения экономичности перед ВПГ устанавливается газовый подогрева­тель конденсата ГПК, уменьшающий температуру уходящих газов ГТУ.


Рис. 2.16. Схема ПГУ с высоконапорным парогенератором (котлом)

Экономия топлива в такой установке также зависит от соотношения мощностей ГТУ и ПТУ и находится на таком же уровне, как и у сбросных ПГУ. В России на Невинномысской ГРЭС построена одна ПГУ с ВПГ мощностью 200 МВт, обеспечивающая экономичность на уровне 36,9 %. Сейчас она маркируется как ПГУ-170 с паровой турбиной К-145-130 и ГТУ ГТ-25-710. В 1998 г. ПГУ имела коэффициент использо­вания установленной мощности 65 % при удельном расходе условного топлива 352,4 г/(кВт·ч), т.е. при КПД 34,7 %.

Серьезную проблему для ПГУ с ВПГ представляет износ проточной
части газовой турбины под действием продуктов коррозии внутренней
части парогенератора.

В комбинированной ПГУ с низконапорным парогенератором (рис. 2.17) высокотемпературные газы после ГТУ (450–500 °С) поступают в топку котла, туда же дополнительно поступает подготовленное для сжигания котельное топливо и часть горячего воздуха. Другая часть горячего воздуха использу­ется для подогрева поступающей в котел воды. В этой схеме паротурбинная часть установки может работать как самостоятельно (при остановленной газовой турбине), так и в комбинированном варианте. Газотурбинная уста­новка используется для выработки дополнительной электроэнергии в часы пиковой нагрузки. Она обладает высокой маневренностью, быстрым набо­ром мощности (пуск в работу на полную мощность за несколько минут) и работает от 500 до 2 000 часов в году. Низконапорный парогенератор (паро­вой котел) может работать на твердом топливе или мазуте, газовая турби­на ? на природном газе или жидком топливе.



Рис. 2.17. Комбинированная ПТУ с низконапорным парогенератором

На рисунке обозначено: 1 – забор воздуха; 2 – компрессор; 3 – ввод топлива; 4 – газовая турбина; 5 – камера сгорания; 6 – паровой котел;
7 – газовый тракт; 8 – паровой тракт; 9 – замкнутый воздушный контур; 10 – дутьевой вентилятор; 11 – воздухоподогреватель; 12 – паровая турбина; 13 – электрогенератор; 14 – конденсатор; 15 – конденсатный насос; 16 – водно-воздушный теплообменник (регенератор); 17 – запорное устройство (задвижка).

Схема комбинированной ПГУ с использовани­ем высоконапорного парогенератора, который вырабатывает пар высоких параметров (р = 13,8 МПа; Т = 545 °С) и обеспечивает работу паровой тур­бины, показана на рис. 2.18.



Рис. 2.18. Принципиальная схема ПГУ с высоконапорным котлом
На рисунке обозначено: 1 – забор воздуха; 2 – компрессор; 3 – ввод топлива; 4 – газовая турбина; 5 – камера сгорания; 6 – паровой котел;
7 – газовый тракт; 8 – паровой тракт; 9 – замкнутый воздушный контур; 10 – дутьевой вентилятор; 11 – воздухоподогреватель; 12 – паровая турбина; 13 – электрогенератор; 14 – конденсатор; 15 – конденсатный насос; 16 – водно-воздушный теплообменник (регенератор); 17 – запорное устройство (задвижка); 18 ? водогазовый теплообменник (регенератор).

Продукты сгорания после прохождения поверхностей парогенерато­ра с достаточно высоким давлением 0,8?1 МПа и температурой 750 ? 800 °С направляются к газовой турбине, которая дополнительно вы­рабатывает электрическую энергию. В результате такого сочетания более эффективно используется тепловая энергия топлива для получения элек­троэнергии. КПД комбинированной ПГУ на 4–6 % выше обычного па­ротурбинного энергоблока, снижаются капиталовложения в установку.

1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   12


Глава вторая
Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации