Принцип работы парогазовой установки. Большая энциклопедия нефти и газа

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 Часть воздуха, поступающего из компрессора, направляется непосредственно в стенки камеры сгорания для поддержания ее температуры при относительно низких значениях. Другая часть циркулирует внутри лопаток турбины, оставляя отверстия на краях, которые создают пленку на поверхности лопастей. В турбине находится энергия, содержащаяся в газах сгорания, в виде давления и повышенной температуры, происходит при механической мощности. Как указано выше, значительная часть этой мощности непосредственно поглощается компрессором. Эта высокая температура означает, что энергия, которую они содержат, может быть использована для улучшения работы турбины или, как это более обычно, для производства пара в котле-утилизаторе. Этот пар затем вводится в паровую турбину, достигая общего повышения урожайности, равного или даже превышающего 55%.	Степень сжа- тия в компрес-	Начальная тем-ра газов,	Электрический
ГТ-100-750-2М* Природный газ воспринимается как хороший источник электроэнергии по ряду причин, как экономических, эксплуатационных, так и экологических: он представляет собой низкий риск, производит меньше выбросов углерода, чем другие ископаемые виды топлива, газовые заводы могут быть построены с относительно быстро, в некоторых случаях примерно через два года, в отличие от ядерных установок, которые могут быть построены намного дольше. По прогнозам Международного энергетического агентства, природный газ будет продолжать увеличивать свою долю в мировом энергетическом балансе с ростом на 2% в год до настоящего времени. На природный газ приходится четверть используемой первичной энергии в мире и представила очень значительный рост в последние годы, что во многом объясняется его использованием в качестве генератора электроэнергии через тепловые электростанции, будь то новые или адаптированные.
«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.

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.