Циклы газотурбинных установок с котлами утилизаторами

Обновлено: 06.02.2023

Вся история теплоэнергетики отмечена своеобразным соревнованием между паровыми и газовыми циклами. С самого начала развития теплосиловых установок, использовавших органическое горючее, существовало естественное стремление применить продукты сгорания в качестве рабочего тела.

Наряду с противопоставлением газо- и парообразных агентов в качестве рабочих тел можно выделить тенденцию максимально использовать положительные качества обоих рабочих тел при их совместном использовании.

Слайд

Вообще 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.

Слайд

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.

Сначала рассмотрим первую группу:

Слайд

Парогазовые установки (ПГУ) – комбинированные парогазовые установки с раздельными контурами рабочих тел, в которых отсутствует контакт между продуктами сгорания и парожидкостным рабочим телом. Взаимодействие рабочих тел осуществляется в форме теплообмена в аппаратах поверхностного типа.

Также ПГУ – это энергетическая установка, в которой теплота уходящих газов ГТУ используется для выработки электроэнергии в паротурбинном цикле.

Таким образом, устраняется главный недостаток ГТУ – большие потери энергии с уходящими газами.

Слайд

Принцип действия

Парогазовая установка содержит два отдельных двигателя: паросиловой и газотурбинный. В газотурбинной установке турбину вращают газообразные продукты сгорания топлива. Топливом может служить как природный газ, так и продукты нефтяной промышленности (дизельное топливо). На одном валу с турбиной находится генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газовую турбину, продукты сгорания отдают лишь часть своей энергии и на выходе из неё, когда их давление уже близко к наружному и работа не может быть ими совершена, все ещё имеют высокую температуру. С выхода газовой турбины продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают воду и образующийся водяной пар. Температура продуктов сгорания достаточна для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для использования в паровой турбине (температура дымовых газов около 500 °C позволяет получать перегретый пар при давлении около 100 атмосфер). Паровая турбина приводит в действие второй электрогенератор (схема multi-shaft).

Широко распространены парогазовые установки, у которых паровая и газовая турбины находятся на одном валу, в этом случае используется только один, чаще всего двухприводный генератор (схема single-shaft). Такая установка может работать как в комбинированном, так и в простом газовом цикле с остановленной паровой турбиной. Также часто пар с двух блоков ГТУ – котёл-утилизатор направляется в одну общую паросиловую установку.

Слайд

Парогазовые установки 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.

Слайд

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 паровой 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.

Слайд

Парогазовые установки с вытеснением регенерации

Использование теплоты выхлопных газов газовых турбин для подогрева питательной воды приводит к вытеснению регенерации внутри паровой части цикла. 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.

Слайд

Парогазовые установки с низконапорным парогенератором (НПГ).

В парогазовых установках с НПГ 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.

Слайд

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 %.

Слайд

Парогазовые установки с высоконапорным парогенератором (ВПГ).

В отличие от парогазовых установок с НПГ генерация пара в ПГУ с ВПГ осуществляется в парогенераторе, совмещенном с камерой сгорания ГТУ, то есть можно сказать, что она отсутствует и ее заменяет высоконапорный парогенератор, представляющий собой паровой котел, способный работать при давлении, соответствующем давлению воздуха за компрессором 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. За счет высокого давления габариты ВПГ существенно меньше, чем у атмосферного парового котла. Еще одна особенность—топочные газы охлаждаются в ВПГ только до температуры, при которой их можно подать на вход газовой турбины. Поэтому, чем выше допустимая температура перед ГТУ, тем выше температура газов за ВПГ, и тем меньше пара может генерировать ВПГ. Меньше пара—меньше работа паровой турбины. В этом и причина вырождения циклов с ВПГ.

Слайд

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.

Слайд

Парогазовые установки с котлом-утилизатором

Другим видом установок с раздельными потоками газа и пара являются парогазовые установки с котлом-утилизатором. 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%).

Слайд

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.

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.

Парогазовая установка ПГУ является комбинированной установкой, состоящей из ГТУ, котла – утилизатора (КУ) и паровой турбины (ПТ). Реализация парового и газового циклов осуществляется в раздельных контурах, т. е., при отсутствии контакта между продуктами сгорания и парожидкостным рабочим телом. Взаимодействие рабочих тел осуществляется только в форме теплообмена в теплообменных аппаратах поверхностного типа.

Использование парогазовых установок является одним из возможных и перспективных направлений снижения топливно – энергетических затрат.

ПГУ термодинамически удачно объединяют в себе параметры ГТУ и паросиловых установок:

- ГТУ работают в зоне повышенных температур рабочего тела;

- паросиловые – приводятся в действие уже отработавшими, уходящими из турбины продуктами сгорания, т.е. выполняют роль утилизаторов и используют бросовую энергию.

КПД установки повышается в результате термодинамической надстройки высокотемпературного газового цикла паровым циклом, что сокращает потери теплоты с уходящими газами в газовой турбине.

Таким образом, ПГУ можно рассматривать как третий этап усовершенствования турбинных агрегатов. ПГУ являются перспективными двигателями, как высокоэкономичные, с малыми капиталовложениями. Отличные качества парогазовых установок определили области их применения. ПГУ широко применяются в энергетике и др. областях ТЭК.

Сдерживает широкое применение таких установок отсутствие единой точки зрения о наиболее рациональных направлениях утилизации тепла ГТУ.

В настоящее время перспективной схемой ПГУ для использования на МГ также является чисто утилизационная схема ПГУ с полной надстройкой цикла, в которой парогенератор обогревается только отходящими газами газовой турбины (рис. 6.1).

По этой схеме продукты сгорания ГТУ после турбины низкого давления (ТНД) поступают в котел-утилизатор (КУ) для выработки пара высокого давления. Получаемый пар из КУ поступает в паровую турбину (ПТ), где расширяясь, совершает полезную работу, идущую на привод электрогенератора или нагнетателя. Отработанный пар после ПТ поступает в конденсатор К, где конденсируется и затем питательным насосом (ПН) снова подается в котел – утилизатор. Термодинамический цикл парогазовой установки приведен на рис. 6.2. Высокотемпературный газовый цикл ГТУ начинается с процесса сжатия воздуха в осевом компрессоре: 1 → 2. В камере сгорания (а также в регенераторе, если он есть) осуществляется подвод теплоты 2 → 3; генерированные продукты сгорания поступают в газовую турбину, где расширяясь, совершают работу, процесс 3 → 4; и наконец, отработавшие газы отдают свое тепло в котле утилизаторе, нагревая воду и пар, 4 → 5. Остаток низкотемпературного тепла остается неиспользованным и передается в окружающую среду, 5 → 1.

Рисунок 6.1 - Принципиальная схема ПГУ с котлом – утилизатором

Рисунок 6.2 - Схема цикла парогазовой установки в координатах Т-S

Парогазовый цикл образован последовательностью процессов: 1' – 2' - 3' – 4'- 5' – 1' (рис. 6.2). Условно цикл начинается процесса 1' – 2' –подвода теплоты в экономайзере. Вода, поступившая из конденсатора, имеет низкую температуру, равную 39 °С (при давлении в конденсаторе Рнп = 0,007 МПа). Нагревается она до температуры кипения, порядка 170…210 °С, при постоянном давлении, соответствующем рабочему давлению котла 0,8…2,0 МПа. 2' – 3' – процесс испарения воды в испарителе и превращения ее в насыщенный пар. 3' – 4' – перегрев пара в перегревателе; 4' – 5' – процесс расширения пара в паровой турбине с совершением работы и потерей температуры; 5' – 1' – пар конденсируется в конденсаторе К, и образовавшаяся вода вновь подается в котел - утилизатор КУ. Цикл замыкается.

Мощность собственно паровой турбины (ПТ) зависит от действительного теплоперепада, или энтальпии, по паровой турбине и расхода пара. Расход пара и параметры пара определяются работой котла-утилизатора. Принципиальная схема котла – утилизатора показана на рис. 6.3.

Котел – утилизатор – это паровой котел с принудительной циркуляцией, не имеющий собственной топки и обогреваемый уходящими газами какой – либо энергетической установки.

Поэтому бросовой теплоты выхлопных газов ГТУ, с температурой порядка 400 °С, вполне достаточно для эффективной работы утилизационных установок.




По ходу котла устанавливаются последовательно теплообменные аппараты: водяной экономайзер "Э", испаритель "И" и пароперегреватель "П".

Водяной экономайзер - это теплообменник, в котором вода подогревается низкотемпературными горячими газами (продуктами сгорания) перед ее подачей в барабан котла (сепаратор).

Генерация пара производится в ходовой части котла следующим образом. Питательная вода, предварительно нагретая в экономайзере до температуры кипения уходящими газами, поступает в барабан котла. Температура горячих газов в хвостовой части котла не должна опускаться ниже 120 °С *.

В режиме генерации пара вода циркулирует через испаритель. В испарителе идет интенсивное поглощение тепла, за счет которого и происходит парообразование. Процесс парообразования в испарителе происходит при температуре кипения питательной воды, соответствующей определенному давлению насыщения.

В настоящее время при температуре газов на входе в газовые турбины 1000–1100 °С и на выходе из них 500–550 °С термодинамически наиболее эффективны бинарные ПГУ со сжиганием всего топлива в газотурбинных камерах сгорания. Такие ПГУ обеспечивают не только самый высокий к. п. д., но и наименьшую удельную стоимость; примерно половину стоимости составляет ГТУ, другую половину паровая часть. Преимуществами их являются также простота схемы, легкость автоматизации, маневренность (следствие умеренных параметров пара), возможность комплектно-блочной поставки оборудования и сооружения за короткие сроки. Их единственный «недостаток» – невозможность эксплуатации без надежных, высокоэффективных газовых турбин, так как автономная работа паротурбинной части, доля мощности которой и экономичность невелики, нецелесообразна и обычно не реализуется.


Рис. 1. Тепловая схема простейшей бинарной ПГУ.

В бинарной ПГУ, схема которой приведена на, рис. 1, все топливо сжигается в камере сгорания ГТУ, а пар в котле-утилизаторе генерируется и перегревается теплотой отра-ботавших в ГТУ газов. К. п. д. ПГУ можно записать как

Экономичность бинарной ПГУ тем выше, чем выше к. п. д. ГТУ (начальная температура газов и совершенство турбомашин), к. п. д. котла-утилизатора зависящий в основном от температуры уходящих газов, и к. п. д. парового цикла %, зависящий от параметров пара и давления в конденсаторе.

Сжигание перед котлом дополнительного топлива и повышение температуры газов на входе в него позволяют выработать пар стандартных параметров (13 или 24 МПа, 540 °С) и осуществить промежуточный перегрев до 540 °С, что существенно повышает к. п. д. парового цикла. Однако при этом часть работы парового контура производится за счет теплоты дополнительно подведенного топлива с к. п. д. парового цикла, а цикл комбинированной установки перестает быть бинарным. Степень бинарности, которую можно оценить отношением теплоты, подведенной в паровой цикл от отработавших в ГТУ газов, к общему количеству подведенной в него теплоты, тем меньше, чем больше доля топлива, сжигаемого перед котлом, и относительный расход пара и меньше доля газотурбинной мощности и коэффициент избытка воздуха в уходящих газах. В пределе при полном использовании кислорода, содержащегося в отработавших в ГТУ газах, оптимальные параметры и структура парового цикла становятся близкими к традиционным.

Простейшие бинарные ПГУ мощностью до 1250 МВт целесообразно использовать для покрытия пиковой, а также полупиковой нагрузок. Низкие параметры пара и простота парового цикла облегчают работу в переменной части графика нагрузки с частыми пусками и остановами. Газотурбинная часть, дающая около 70% мощности блока, включается в сеть и нагружается за 15–25 мин. Паровая турбина в зависимости от начального теплового состояния принимает полную нагрузку через 0,5–1,5 ч после начала пуска.

Существенно повысить единичную мощность парогазовых блоков можно, увеличивая число ГТУ, работающих на одну паровую турбину, и увеличивая относительную мощность паровой части. Последнее связано со сжиганием перед котлом дополнительного топлива. При этом следует стремиться к использованию парового цикла высокого давления с промежуточным перегревом пара, который обеспечивает повышение к. п. д. паротурбинной установки и снижение влажности пара в последних ступенях, необходимое для мощных паровых турбин с предельными окружными скоростями и длинами лопаток.


Рис. 2. Тепловая схема мощной ПГУ с высокой степенью бинарности

1 – 9 – см. рис. 1; 10 – блок основных горелок котла; 11-смешивающий ПНД; 12 – дымососы котла; 13 – конденсатные насосы.

Наиболее подробно проработанная ПГУ мощностью 800 МВт состоит из двух ГТЭ-150, двух котлов производительностью 575 т/ч и одной паровой турбины с параметрами пара 13 МПа, 540/540 °С, развивающей в составе ПГУ мощность 450 МВт. Ее принципиальная схема показана на рис. 2. Простота схемы является одним из важных достоинств такой ПГУ.




Регенеративный подогрев питательной воды при принятой (и, конечно, при более высокой) степени бинарности термодинамически нецелесообразен, так как приводит к повышению температуры уходящих газов и снижению к. п. д. ПГУ. Вследствие этого система регенерации ограничена одним ПНД смешивающего типа, в котором питательная вода подогревается до 60–65 °С и деаэрируется. Отсутствие отборов пара на регенерацию не исключает использования серийных паровых турбин, а лишь ограничивает пропуск пара через их головные отсеки, что приводит к некоторому (на 10%) снижению их мощности по сравнению с номинальной.

В схеме отсутствуют жесткие технологические связи. Это обеспечивает высокую надежность, упрощает управление и возможность его автоматизации. При выходе из строя одной ГТУ или котла-утилизатора блок продолжает работать с половинной нагрузкой и близким к номинальному удельным расходом топлива. Схема и наличие перед котлом устройств для сжигания топлива обеспечивают возможность автономной работы котлов и всей паровой части при останове как одной, так и обеих ГТУ, и позволяют также осуществить разновременный ввод в действие паровой и газотурбинной частей (на случай, например, задержки с поставкой ГТУ). Разумеется, удельный расход топлива при автономной работе паровой части будет несколько выше, чем в традиционных блоках на те же параметры пара, и значительно выше, чем в парогазовом режиме.

Для ПГУ-800 разрабатывается котел прямоточного типа. Он представляет собой чисто конвективный аппарат, который может быть выполнен так же, как конвективные шахты обычных энергетических котлов. Небольшие тепловые нагрузки поверхностей теплообмена создают возможность обеспечения его высокой надежности в эксплуатации. Для получения приемлемых массогабаритных показателей котла при небольших температурных напорах в экономайзерных и испарительных поверхностях нагрева целесообразно использовать оребренные трубы. Сжигание дополнительного топлива при работе в комбинированном режиме можно организовать в неэкранированном газоходе с помощью простых уголковых горелок, обеспечивающих эффективное выгорание при больших избытках воздуха и малых потерях давления.

Использование в паровой части ПГУ сверхкритического давления вполне возможно и не вызовет изменения профиля и конструкции котлов-утилизаторов. Повышение давления пара позволяет на 2–2,5% снизить удельный расход топлива, что меньше, чем в паротурбинных блоках (пропорционально относительной мощности паровой части). Оно вызывает увеличение металлоемкости и стоимости оборудования и исключает использование ПГУ в качестве полупиковой мощности.

Аналогичные технико-экономические показатели могут быть получены в ПГУ с тремя ГТЭ-150 и паровой турбиной мощностью около 700 МВт. Такая ПГУ, однако, хуже компонуется в главном корпусе (при двух ГТУ их располагают симметрично относительно паровой турбины); она более сложна и трудна для управления и автоматизации.

Парогазовые установки с двумя ГТЭ-150 и паровой турбиной мощностью 800 МВт менее экономичны; удельный расход теплоты в них на 3–4% выше. Это является следствием меньшей степени бинарности и доли газотурбинной мощности, которые влияют на к. п. д. даже больше, чем параметры пара: парогазовые установки с тремя ГТУ при докри-тическом давлении на 1,5% экономичнее, чем с двумя при сверхкритическом. При относительно меньшем расходе газов в ПГУ с двумя ГТЭ-150 и турбиной К-800 для подогрева питательной воды будут нужны (хотя и с меньшими расходами) все регенеративные отборы пара, усложняющие схему и эксплуатацию ПГУ. Для получения требуемого количества пара (около 950 т/ч на один котел) температура газов на входе в котлы должна быть на уровне 1150 °С. Это потребует устройства в котле неэффективно работающей топочной камеры с традиционными горелками, увеличения массы и габаритов котла. Другие возможные решения, например пропуск половины расхода газов мимо топки в конвективную шахту, сильно усложняют конструкцию котла.

В значительной степени традиционные для паротурбинных блоков схемные и конструктивные решения сохраняются в ПГУ с полным использованием кислорода в отработавших газах ГТУ. Такие ПГУ с ГТЭ-150 можно создать с использованием паровых турбин К-500 и К-800.

Вследствие низкой бинарности и малой доли газотурбинной мощности удельный расход теплоты в ПГУ со сбросом газов в котел обычного типа существенно выше (на 5–8%), чем в оптимальных ПГУ утилизационного типа. Пониженная экономичность при использовании турбины К-800 объясняется тем, что содержащегося в газах ГТУ кислорода недостаточно для сжигания топлива, которое требуется для выработки обеспечивающего эту турбину расхода пара, и в топку котла, кроме газов из ГТУ, приходится подавать значительное количество воздуха.

Различия в удельном расходе топлива для ПГУ с разной степенью бинарности соответствуют низкой температуре уходящих газов (110 °С), для достижения которой требуется развитие экономайзерных поверхностей котлов-утилизаторов. При повышении температуры уходящих газов экономичность ПГУ снижается тем быстрее, чем выше степень бинарности, коэффициент избытка воздуха и, следовательно, доля потерь с уходящими газами. Несмотря на это, при температурах газов в ГТУ выше 1000 °С выгоды цикла с высокой бинарностыо сохраняются до tух< 180– : – 200 °С.

Парогазовые установки мощностью 350 и 800 МВт с одной или двумя ГТЭ-150 лучше приспособлены для покрытия полупиковых нагрузок. При умеренной удельной стоимости эти ПГУ должны обладать высокой экономичностью и надежно работать в циклическом режиме с ежедневными пусками и остановами.

На ТЭЦ, сооружение которых намечено на природном газе, целесообразно устанавливать парогазовые установки мощностью 200–350 МВт. Помимо экономической эффективности, важнейшими требованиями к этим ПГУ являются высокая надежность, возможность автономной работы паровой части и экономичного отпуска теплоты потребителям при остановах ГТУ, а для европейских районов – возможность глубокой разгрузки для участия в покрытии переменной части графика электрических нагрузок.

К числу мероприятий, направленных на повышение экономичности тепловых электростанций, следует отнести развитие работ в области комбинированных циклов, в первую очередь парогазовых установок, позволяющих повысить к.п.д. цикла на 8% в зависимости от схемы подключения газовой турбины. Комбинирование паро- и газотурбинных установок в одном тепловом цикле позволяет сочетать высокотемпературный (в ГТУ) подвод и низкотемпературный (в конденсаторе паровой турбины) отвод теплоты и в результате обеспечивает повышение термического к. п. д. цикла, а следовательно, экономичности производства электрической энергии, особенно значительное при повышении начальной температуры газов в ГТУ.

Простейшие комбинированные установки могут быть реализованы при использовании тепла отработавших в ГТУ газов для подогрева питательной воды и вытеснения вследствие этого паровой регенерации. Термодинамически они наименее эффективны (по сравнению со сбросной схемой здесь два потока уходящих газов, потери с которыми возрастают), однако практически весьма рациональны для модернизации действующих ТЭС: вследствие слабых технологических связей между паровой и газотурбинной частями облегчается компоновка ГТУ и выбор их типоразмеров; поскольку вытеснение паровой регенерации приводит к значительному повышению мощности паровых турбин, капитальные затраты, разнесенные на сумму газотурбинной и дополнительной паротурбинной мощности, оказываются небольшими.

Показатели ПГУ и эффективность использования газовых турбин в комбинированных циклах существенно зависят от параметров и показателей ГТУ. Повышение начальной температуры газов и совершенствование турбомашин, приводящие к повышению к. п. д. ГТУ при автономной работе, при прочих равных условиях увеличивают долю газотурбинной мощности в комбинированных циклах. Это не только повышает к. п. д., но и снижает удельную стоимость всей ПГУ (растет ее мощность на единицу расхода газов, т.е. при тех же габаритах и массе).

Наиболее подходящим топливом для ПГУ является бессернистый природный газ, применение которого позволяет снижать температуры уходящих газов до экономически оптимального уровня (100–110 °С), не опасаясь низкотемпературной коррозии хвостовых поверхностей. Возможно применение в качестве топлива генераторного газа, получаемого путём газификации угля.ПГУ с газификацией угля или его прямым сжиганием в кипящем слое под давлением являются реальными установками для существенного повышения эффективности тепловых электростанций на угле при одновременном резком снижении вредных выбросов в атмосферу пыли, оксидов серы и азота.

Описание газотурбинной технологии

Основным блоком газотурбинной электростанции (ГТЭС) является энергоблок (газотурбинная энергетическая установка – ГТУ), в который входит газотурбинный привод (ГТП) (при необходимости с редуктором) и электрический генератор с системой возбуждения.

Основой (ГТП) является газогенератор, служащий источником сжатых горячих продуктов сгорания для привода свободной (силовой) турбины.

Газогенератор состоит из компрессора, камеры сгорания и турбины привода компрессора. В компрессоре сжимается атмосферный воздух, который поступает в камеру сгорания, где в него через форсунки подается топливо (для рассматриваемых в отчете энергетических ГТУ, основным топливом является газ, резервным (аварийным) – керосин, реактивное топливо), затем происходит сгорание топлива в потоке воздуха. Продукты сгорания подаются на турбину компрессора (турбину высокого давления) и на свободную турбину, вращающую вал ГТП (в случае одновального ГТП одна общая турбина вращает компрессор и вал ГТП). На лопатках турбины тепловая энергия потока продуктов сгорания превращается в механическую энергию вращения роторов турбины. Мощность, развиваемая турбиной, существенно превышает мощность, потребляемую компрессором на сжатие воздуха, а также преодоление трения в подшипниках и мощность, затрачиваемую на привод вспомогательных агрегатов. Разность между этими величинами представляет собой полезную мощность на валу ГТП.

На валу турбины расположен турбогенератор (электрический генератор).




Отработанные в газотурбинном приводе газы через выхлопное устройство и шумоглушитель уходят в дымовую трубу. Если предусмотрена утилизация тепла выхлопных газов, то после выхлопного устройства отработанные газы поступают в утилизационный теплообменник. Вместо него в технологической цепочке может находиться котел-утилизатор, в котором происходит выработка тепловой энергии в виде пара различных параметров и / или горячей воды. Пар или горячая вода от котла-утилизатора могут передаваться непосредственно к тепловому потребителю. Также возможно использование полученного пара в паротурбинном цикле для выработки электрической энергии.

Установки с монарным парогазовым циклом

Монарным ПГУ посвящена монография В.А. Зысина, в которой содержится термодинамический анализ различных вариантов циклов на смеси пара и газа, тепловых схем и конструктивных особенностей монарных ПГУ. Автором монографии предложен упрощенный метод термодинамического анализа цикла на парогазовой смеси, основанный на допущении, что теплосодержание и теплоемкость перегретого пара, содержащегося в парогазовой смеси, зависит только от температуры. При таком допущении термодинамические процессы обеих компонент парогазовой смеси могут рассматриваться изолированно при соответствующих параметрах – температуре и парциальном давлении. Общее количество подведенного в цикле тепла Q условно подразделяется на две части – сообщенное газу Qr и воде и пару Qn. К. п. д. монарного цикла, как и бинарного, определяется как средне-взвешенная величина из к. п. д. газового ηг и парового ηп циклов:

Зависимость к. п. д. простейшей ПГУ на парогазовой смеси, рассчитанного по этой формуле, от степени давления ε представлена на рис. 1. Расчеты выполнены при величине относительного расхода пара d, близкой к максимальной, и начальной температуре газа 700° С.


Рис. 1. К. п. д. монарной ПГУ простой схемы

Оптимальная степень повышения давления в такой ПГУ (εпг) выше, чем в изолированной

ГТУ (εг). В точке 2 газовая и паровая части установки имеют равные к. п. д. С уменьшением величины d точка 3 (максимум к. п. д. ПГУ) смещается влево, и при d→ О она совпадает с точкой 1 (максимум к. п. д. ГТУ).

Парогазовая смесь может образовываться путем впрыска воды в газовый тракт, причем вода перед впрыском нагревается в водяном экономайзере, заменяющем воздушный регенератор в схеме ГТУ.

С целью предотвращения заноса проточной части турбины солями, а также с целью защиты стенок камеры сгорания от перегрева испарение воды может осуществляться в экранных поверхностях нагрева с последующим вводом получаемого пара в газовый тракт.

На рис. 2 показаны основные элементы тепловой схемы монарной парогазовой установки, ПГУ-200–750/30.

Воздух сжимается в компрессорах низкого КНД, среднего КСД и высокого КВД давления, охлаждаясь в двух промежуточных охладителях ПО. Из КВД с давлением 29 ата и температурой 302° С воздух направляется в топку парогенератора ПГ. К продуктам сгорания подмешивается отработавший в паровой турбине ПТ пар, и их смесь с давлением 28 ата и 750° С поступает в турбину высокого давления ТВД.


Рис. 2 Тепловая схема ПГУ мощностью 200 МВт на парогазовой смеси

Часть воздуха из компрессора среднего давления идет в камеру сгорания КС турбины низкого давления ТНД.

Продукты сгорания этой камеры смешиваются с выхлопными газами ТВД и при параметрах 7,1 ата, 750° С подводятся к ТНД, отработав в которой, идут в регенератор Р, соединенный по пароводяному тракту с парогенератором через барабан-сепаратор. Тепло промежуточного охлаждения воздуха используется для подогрева воды после химической водоочистки, восполняющей потери пара с выхлопными газами. Паровая турбина служит приводом КВД. Вода после химической очистки в устройстве ВП проходит через деаэраторы Д1 и Д2, подогреваясь в теплообменниках Т1 и Т2. В эжекторе Эж используется напор, создаваемый питательным насосом.

В одновальной ГТУ на парогазовой смеси максимальный к.п.д. установки достигается при впрыске воды в продукты сгорания в количестве около 30% от расхода газа.

По расчетам Теплоэлектропроекта к. п. д. монарного парогазового блока мощностью 200 МВт на 5,8% ниже к. п. д. паротурбинного блока такой же мощности с турбиной К-200–130. Вес металла оборудования парогазового блока 7,7 кг/кВт, при этом 2,6 кг/кВт приходится на долю турбогруппы.

Низкая тепловая экономичность ПГУ на парогазовой смеси не позволяет использовать их для нанесения базисной нагрузки на электростанциях. При упрощении схемы и уменьшении веса и габаритов такие установки могут быть использованы в качестве пиковых, а на судах – в качестве аварийных

Комбинированной теплоэнергетической установкой называют установку, в которой преобразование тепловой энергии в механическую работу осуществляется с помощью комбинрованного термодинамического цикла.

В свою очередь комбинированный цикл – это последовательность простых циклов, реализуемых на различных рабочих телах и в различных температурных зонах. Между простыми циклами обязательно имеется термодинамическая связь: в цикле, осуществляемом в наиболее высокотемпературной зоне, часть подведенной теплоты преобразуется в работу, а другая часть в соответствии со вторым законом термодинамики передается в цикл, реализуемый в более низкой температурной зоне, для получения дополнительной работы.

Вследствие термодинамической связи между простыми циклами комбинированный цикл представляет собой цикл с увеличенным отношением средних температур подвода и отвода тепловой энергии, чем каждый из циклов в отдельности. Поэтому его термический КПД всегда выше, чем КПД каждого из простых циклов.

Технические трудности реализации сложных комбинированных циклов заставляют ограничиваться только двумя отдельными циклами: высокотемпературным и низкотемпературным. Такие циклы называются бинарными.

Частным случаем комбинированных бинарных установок являются энергетические установки использующие газотурбинный и паросиловой циклы: их называют парогазовыми (ПГУ). Наиболе распространенными являются ПГУ утилизационного типа.

ПГУ утилизационного типа

В теплоэнергетике сегодня наиболее высоким уровнем КПД по производству электрической энергии обладают парогазовые установки (ПГУ). Высокий КПД ПГУ в сравнении с обычными установками формируется, прежде всего, на основе сочетания циклов газотурбинной установки (ГТУ) с высокой начальной температурой рабочей среды и паротурбинной установки (ПТУ) с низким давлением водяного пара на выходе из паровой турбины (рис. 31.1).


Рис. 31.1.Тепловая схема (а), цикл Брайтона–Ренкина (б) для ПГУ

Здесь речь идет об использовании объединенного термодинамического цикла Брайтона–Ренкина (рис. 31.1,б), в котором теплота рабочей среды за газовой турбиной является источником реализации паротурбинной части цикла. Теплота уходящих из ГТ газов используется для образования в котле-утилизаторе (КУ) водяного пара, который далее расширяется в проточной части паровой турбины (ПТ).

Фигура 123451 представляет собой ГТУ с подводом в камеру сгорания (линия 2-3) тепловой мощности QГТУ. Площадь этой фигуры пропорциональна мощности NГТУ, а разность (QГТУ - NГТУ) равна тепловой мощности выхлопных газов ГТУ. Эта тепловая мощность передается в теплосиловой цикл abcdefa и затрачивается на нагрев сжатой насосом воды (процесс bc), ее испарение (cd) и перегрев пара (de), который поступает в паровую турбину, расширяется в ней (ef), а затем конденсируется (fa).

При этом электрическая мощность ПГУ NЭ,ПГУ=NЭ,ГТУ+NЭ,ПТУ, а ее электрический КПД , где Qт с – теплота сжигаемого в камере сгорания ГТУ топлива.

Рассмотрим простейшую схему одноконтурной ПГУ (рис. 31.2) и на ее основе распределение энергии между ГТУ, ПТУ и КУ с использованием показанных экономических показателей. Так, например, при получении в камере сгорания QКС = 300 МВт·ч тепловой энергии рабочей среды в ГТУ можно при ее КПД hГТУ = 0,35 выработать количество электроэнергии ЭГТУ = QКС × hГТУ = 300×0,35 = 105 МВт·ч. Тогда в котел-утилизатор с рабочей средой из газовой турбины придет QКУ = QКСЭГТУ = 300 – 105 = 195 МВт·ч количества теплоты, а в дымовую трубу после КУ при его эффективности, оцениваемой hКУ = 0,8, уйдет Qух = QКУ·(1–hКУ) = 195·(1–0,8) = 39 МВт·ч. Количество теплоты водяного пара, направляемого из КУ в паротурбинную установку, QПТУ = QКУQух = 195 – 39 = 156 МВт·ч. Допустим, что электрический КПД паротурбинной установки hПТУ = 0,4. Тогда электрогенератор паротурбинного агрегата произведет ЭПТУ = QПТУ·hПТУ = 156·0,4 = 62,4 МВт·ч электрической энергии. В итоге парогазовая установка выработает Э = ЭГТУ + ЭПТУ = 105 + 62,4 = 167,4 МВт·ч электроэнергии, а ее КПД hПГУ = Э/QКС = 167,4/300 = 0,558. Оценка КПД ПГУ утилизационного типа осуществляется по формуле:

hПГУ = hГТУ + (1 – hГТУhКУ ·hПТУ. (31.1)

Для приведенного ранее примера hПГУ = 0,35 + (1 – 0,35)·0,8 · 0,4 = 0,558.

Рис. 31.2. Пример распределения энергии между составляющими простейшей ПГУ

Эта формула (16.1) объясняет, почему ПГУ стали строиться в последние 20 лет. Если взять ГТУ типа ГТ – 100 – 3М, то ее КПД = 28,5 %, а температура за ГТУ θd = 398 ºС. При такой температуре газов в котле-утилзаторе можно сгенерировать пар с температурой t0 = 370 ºC, и КПД ПТУ будет ≈ 14 %. Тогда при ηку = 0,75 КПД ПГУ составит ηПГУ = 36 %. В этом случае целесообразнее построить обычный паротурбинный энергоблок СКД с большей экономичностью.

Используя приведенный пример, можно показать соотношение между мощностями ГТУ и ПТУ в ПГУ утилизационного типа:

то есть это соотношение определяется только КПД элементов ПГУ.

На рис.31.3 показана тепловая схема простейшей одноконтурной утилизационной ПГУ. Одноконтурной она называется потому, что в ней имеется только один контур генерации пара. Первым по ходу конденсата находится экономайзер, в котором конденсат нагревается от температуры tк на входе до почти температуры насыщения воды ts. В результате на выходе из КУ уходящие газы будут иметь более низкую температуру θух.

Далее в испарителе, состоящем из барабана, опускных и испарительных труб, путем многократной циркуляции котловой воды обеспечивается генерация сухого насыщенного пара в верхней половине барабана. Температура образующегося насыщенного пара определяется давлением в барабане Pб котла: ts= ts(Pб).

За испарителем находится пароперегреватель, в котором пар нагревается до тепературы t0 = θd - δt0. Обычно δt0 = 25-30 °С, чтобы, с одной стороны обеспечить максимально высокую температуру пара для увеличения КПД ПТУ, а с другой исключить большие затраты на трубную систему пароперегревателя.

КПД котла-утилизатора и ПГУ в целом существенно зависит от температуры уходящих газов θух. При tк ≈ 30 °С можно получить θух ≈ 50 °С. Однако существует проблема коррозии трубного пучка экономайзера. В уходящих газах имеется SO2, NO2 и если температура θух будет ниже точки росы, то образуется кислота, которая вызывает коррозию наружной поверхности трубок экономайзера. Из-за этого предусматривают линию рециркуляции, которая позволяет увеличить tк, а θух при этом составляет θух ≈ 100 °С.

В ПТУ существует регенеративный подогрев питательной воды, это позволяет увеличить ηt цикла. Однако в ПТ ПГУ регенерация не применяется, так как увеличение tк приведет к росту θух и, соответственно, к уменьшению КПД ПГУ.


Рис.31.3 Тепловая схема и Q, θ - диаграмма одноконтурной ПГУ утилизационного типа

В одноконтурной ПГУ через поверхности нагрева котла-утилизатора проходит одинаковое количество рабочего тела (воды и пара). При этом обнаруживается серьезный недостаток, связанный с необходимостью удовлетворения двух противоречащих требований. С одной стороны, КУ должен генерировать пар высоких параметров, в первую очередь высокой температуры t0, для того, чтобы обеспечить высокую экономичность ПТУ. Но запас тепловой энергии, содержащийся в выхлопных газах ГТУ, может обеспечить эти параметры при малых расходах питательной воды. Но тогда этот расход не может охладить газы, поступающие в котел, до низкой температуры, и поэтому уменьшается КПД КУ: ηКУ = (td – tух)/( td – tн.в.).

С другой стороны, пропуск большого количества питательной воды хотя и обеспечивает низкую температуру уходящих газов и, соответственно, высокое значение ηКУ, не позволяет получить высокие параметры пара на ПТУ (t0), что приводит к снижению КПД ПТУ.

Отсюда возникает идея: необходимо через «хвостовые» поверхности котла (по газу) пропускать большое количество воды, а через входные – малое.

Поэтому тепловые схемы современных парогазовых установок усложняются на основе роста числа контуров генерации пара в КУ до двух или трех, а также за счет введения промежуточного перегрева пара в ПТУ.


Рис. 31.4. Схема двухконтурного котла-утилизатора(1, 2 – барабаны контуров низкого (НД) и высокого (ВД) давлений)

Для таких схем обычно применяют ГТУ с более высокими температурами рабочей среды перед ГТ (1200 о С и более). В этой связи используются паровые турбины двух давлений, а для трехконтурной схемы – трех давлений.

Пример исполнения тепловой схемы ПГУ утилизационного типа (ПГУ-У) с двухконтурным КУ показан на рис. 31.4. Конденсат из конденсатора паротурбинной установки питательным насосом низкого давления ПННД направляется в экономайзер контура низкого давления котла-утилизатора (в таких схемах его называют газовым подогревателем конденсата – ГПК). Часть конденсата (25–30%), нагретого в ГПК почти до температуры кипения, направляется в барабан низкого давления 1, где он испаряется. Сухой насыщенный пар из пароперегревателя ПП контура низкого давления направляется в проточную часть турбины, а именно в камеру смешения после ее ЧВД. Оставшаяся часть питательной воды сжимается питательным насосом высокого давления ПН ВД и подается в контур высокого давления, состоящий из экономайзера ЭК, испарителя ИСП и пароперегревателя ПП.

После перегрева свежий водяной пар направляется в паровую турбину, расширяется в ее ЦВД (ЧВД) и далее смешивается с паром из контура низкого давления КУ. На основе представленной двухконтурной схемы выполняется подавляющее число ПГУ утилизационного типа. В них через задние по ходу газа поверхности нагрева КУ проходит большее количество питательной воды, а через входные поверхности – меньшее, что экономически выгодно. Речь идет о реализации возможностей более высокого охлаждения газов в котле и нагрева водяного пара перед турбиной. Для этого расходы питательной воды в контурах должны быть разными. В итоге подобных решений КПД ПГУ достигает значений 54-56%. Оценки показывают, что оптимальным в ПГУ является соотношение, когда мощность ПТУ примерно в два раза меньше мощности ГТУ. Так в ПГУ-325 общей мощностью 325 МВт используются два газотурбинных двигателя ГТД-110, два котла-утилизатора П-88 и одна паровая турбина К-110-6,2 «ЛМЗ».

31.2.1 Принципиальная схема ПГУ-Т

Наряду с ПГУ-У широкое применение нашли ПГУ-ТЭЦ, в которых используются теплофикационные паровые турбины с регулируемым отбором пара для подогрева сетевой воды в ПСВ (рис. 31.5).

В России на Северо-Западной ТЭЦ (г. Санкт-Петербург) реализована ПГУ-450Т. Эта установка состоит из двух ГТУ типа V94.2 «Siemens» мощностью 150 МВт каждая и теплофикационной паровой турбины двух давлений Т-150-7,7 «ЛМЗ». Аналогичная ПГУ реализуется на Калининградской ТЭЦ-2. Ее энергоблоки состоят из двух ГТЭ-160 (V94.2 «Siemens») мощностью 150 МВт каждая и теплофикационной паровой турбины двух давлений Т-150-7,7 «ЛМЗ». В отличие от Северо-Западной ТЭЦ здесь применены котлы-утилизаторы горизонтального типа П-96 с температурой пара в контуре ВД 520 о С (расход пара 242,3 т/ч), НД - 217 о С (51,6 т/ч). Установленная электрическая мощность ТЭЦ 900 МВт, а тепловая – 680 Гкал/ч. КПД в конденсационном режиме при tа=15 о С 51,0%. Температура сетевой воды с ее давлением на выходе 1,6 МПа 130 о С.

Читайте также: