А.А. Кудинoв, С.К. Зиганшина
Аннoтация к книге
Глава 14. Парoгазoвые уcтанoвки. Общие пoлoжения
14.1. Клаccификация ПГУ, их преимущеcтва и недocтатки
Энергетичеcкие уcтанoвки, в кoтoрых теплoта ухoдящих газoв ГТУ прямo или кocвеннo иcпoльзуетcя для вырабoтки электрoэнергии в паротурбинном цикле, называютcя парогазовыми.
По назначению ПГУ подразделяют на конденcационные и теплофикационные. Первые из них вырабатывают только электроэнергию, вторые cлужат и для нагрева cетевой воды в подогревателях, подключаемых к паровой турбине.
По количеcтву рабочих тел, иcпользуемых в ПГУ, их подразделяют на монарные и бинарные. В монарных уcтановках рабочим телом турбины являетcя cмеcь продуктов сгорания и водяного пара. В бинарных установках рабочие тела газотурбинного цикла (воздух и продукты горения топлива) и паротурбинной установки (вода и водяной пар) разделены. Большинство ПГУ относится к ПГУ бинарного типа. На практике применяются следующие установки бинарного типа: утилизационные ПГУ (ПГУ с котлом-утилизатором (КУ) — ПГУ-У); сбросные ПГУ (ПГУ со сбросом выходных газов ГТУ в энергетический котел); ПГУ с высоконапорным парогенератором (ПГУ с ВПГ); ПГУ с вытеснением регенерации.
Тепловые схемы котлов-утилизаторов ПГУ бинарного типа различаются по компоновке поверхностей нагрева и количеству контуров циркуляции рабочего тела (воды и пара). В соответствии с этим имеются одно-, двух- и многоконтурные (трехконтурные) ПГУ, а котлы-утилизаторы — с горизонтальной и вертикальной (башенной) компоновкой поверхностей нагрева.
По числу валов турбогенераторов ПГУ бывают одновальные и многовальные. В одновальных ПГУ ГТУ и ПТ устанавливаются на одном валу с общим электрогенератором; многовальные ПГУ выполняются с индивидуальными электрогенераторами для каждой ГТУ и ПТ.
Компоновка ПГУ может быть сомкнутой, разомкнутой; с общим машзалом, с общей на всю ТЭС дымовой трубой и с индивидуальными дымовыми трубами.
В настоящее время строительство ПГУ является преобладающей тенденцией в современной теплоэнергетике. Это обусловлено еле дующими преимуществами газотурбинных и парогазовых ТЭС по сравнению с паротурбинными (паросиловыми) ТЭС:
1) умеренной стоимостью установленной единицы мощности ПГУ, что связано с меньшим объемом строительной части, с отсутствием сложного энергетического котла, дорогой дымовой трубы, системы регенеративного подогрева питательной воды, использованием более простых паровой турбины и системы технического водоснабжения;
2) существенно меньшим строительным циклом ПГУ (ПГУ, как и ПСУ, можно вводить поэтапно, что упрощает проблему инвестиций);
3) достаточно высокой экономичностью ПГУ. Одноконтурная ПГУ с ГТУ, имеющей начальную температуру примерно 1000 °С, может иметь абсолютный КПД около 42%. КПД трехконтурной ПГУ с промежуточным перегревом пара, в которой температура газов перед газовой турбиной составляет примерно 1450 °С, достигает 60 %;
4) существенно меньшими выбросами оксидов азота (NOх). Это обусловлено не только тем, что в ГТУ сжигается газ, а многие паросиловые ТЭС работают на угле, но и тем, что в топках энергетических котлов применяется диффузионный (а не кинетический) принцип сжигания с большими избытками воздуха и длительным пребыванием топливовоздушной смеси при высокой температуре;
5) высокой маневренностью ПГУ, обеспечиваемой наличием в ее схеме ГТУ, нагрузку которой можно изменять в течение нескольких минут. Для реализации этих потенциальных маневренных возможностей паротурбинная установка (ПТУ) должна быть оснащена байпасным трубопроводом перегретого пара. Для возможности глубокого разгружения ПГУ она должна быть многовальной;
6) при одинаковой мощности паросиловой и парогазовой ТЭС потребление охлаждающей воды ПГУ примерно втрое меньше. Это определяется тем, что мощность паросиловой части ПГУ составляет 1/3 общей мощности, а ГТУ охлаждающей воды практически не требует.
Основным недостатком энергетических ПГУ является то, что в камере сгорания ГТУ сжигается природный газ. Использование тяжелых сортов жидкого и тем более твердого топлива требует сложных систем подготовки (газификации) топлива и очистки образующегося горючего газа, что приводит к существенному уменьшению КПД (до 42...44%). В России имеются возможности для сооружения ПГУ, так как доля используемого для энергетики природного газа превышает 60 % и половина его используется по экологическим соображениям на ТЭЦ.
В РФ работает ряд газотурбинных ТЭС: ГРЭС им. Классона ОАО «Мосэнерго», Северо-Западная ТЭЦ (г. Санкт-Петербург), Краснодарская ТЭС, Якутская ГРЭС и др.
Совершенствование стационарных ГТУ связано в первую очередь с освоением высоких температур рабочего тела (до 1300... 1500 °С) и повышением единичной мощности (до 250...300 МВт и выше), что позволяет рассматривать ГТУ как весьма перспективный двигатель парогазовых ТЭС.
14.2. Монарные ПГУ
В монарной ПГУ (рис. 14.1) рабочим телом является смесь продуктов сгорания органического топлива и водяного пара. В котел-утилизатор питательным насосом подается вода. Получаемый на выходе пар поступает в камеру сгорания, смешивается с продуктами сгорания, и образующаяся газопаровая смесь направляется в газовую (правильнее сказать — в газопаровую) турбину. Таким образом, часть воздуха, идущего из турбокомпрессора и служащая для уменьшения температуры рабочих газов до допустимой по условиям прочности деталей газовой турбины, замещается паром, на повышение давления которого затрачивается меньше энергии, чем на повышение давления воздуха в компрессоре. Газопаровая смесь покидает котел-утилизатор при температуре, превышающей точку росы. В этом случае теплота конденсации водяного пара, полученная им в котле и составляющая значительное количество, не используется в установке, а отводится в атмосферу.
Техническая трудность организации конденсации пара из парогазовой смеси в ПГУ и связанная с этим необходимость постоянной работы мощной водоподготовительной установки являются главным недостатком ПГУ монарного типа.
За рубежом описанная монарная установка получила название STIG (от Steam Injected Gas Turbine). Их строит в основном фирма «Дженерал Электрик» в комбинации с ГТУ сравнительно малой мощности. В табл. 14.1 приведены данные фирмы «Дженерал Электрик», иллюстрирующие увеличение мощности и КПД газотурбинных двигателей при использовании впрыска пара.
Анализ данных, приведенных в табл. 14.1, показывает, что при впрыске пара и мощность, и КПД монарной ПГУ растут. Монарные ПГУ не получили широкого распространения для производства электроэнергии на мощных ТЭС.
На турбинном заводе (г. Николаев, Украина) построена демонстрационная монарная ПГУ мощностью 16 МВт.
14.3. Утилизационные ПГУ (ПГУ-У)
В ПГУ-У теплота уходящих газов ГТУ утилизируется в котлах-утилизаторах для получения пара высоких параметров, используемого в паротурбинном цикле. Главными преимуществами утилизационных ПГУ по сравнению с паротурбинной установкой являются высокая экономичность (в ближайшие годы их КПД превысит 60%), существенно меньшие капиталовложения, меньшая потребность в охлаждающей воде, малые вредные выбросы, высокая маневренность. Утилизационные ПГУ требуют высокоэкономичных газовых турбин с высокой температурой уходящих газов для генерирования пара высоких параметров для паротурбинной установки. Современные ГТУ, отвечающие этим требованиям, работают либо на природном газе, либо на легких сортах жидкого топлива.
Принципиальная схема одноконтурной ПГУ-У показана на рис. 14.2, 14.3 [89] и рис. 14.9. Котел-утилизатор представляет собой шахту прямоугольного сечения с размещенными в ней поверхностями нагрева, образованными оребренными трубами, внутрь которых подается рабочее тело паротурбинной установки (вода, 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, опускных труб 5 и достаточно плотно установленных испарительных труб 6. Испаритель работает на принципе естественной конвекции. Испарительные трубы находятся в зоне более высоких температур, чем опускные. Поэтому в них вода нагревается, частично испаряется и поднимается вверх в барабан, так как плотность пароводяной смеси в испарительных трубах меньше, чем в опускных. Насыщенный пар собирается в верхней части барабана и направляется в трубы пароперегревателя 1. Расход пара из барабана 4 компенсируется подводом воды из экономайзера 3. Описанный котел-утилизатор является котлом с естественной циркуляцией, поскольку поступающая вода, прежде чем испариться полностью, многократно проходит через испарительные трубы.
Питательная вода в экономайзере нагревается до температуры, на 10...20 °С меньшей, чем температура насыщенного пара в барабане. Из барабана сухой насыщенный пар поступает в пароперегреватель, где перегревается сверх температуры насыщения. Температура перегретого пара t0 меньше температуры газов θг, поступающих из газовой турбины, на 25. ..30 °С.
В процессе теплообмена в котле-утилизаторе температура газов уменьшается от значения θг на входе до значения температуры уходящих газов θух (см. рис. 14.2). Температура питательной воды повышается в экономайзере до температуры кипения (точка а). При этой температуре вода поступает в испаритель, где происходит ее испарение при постоянной температуре (процесс а—b). В точке b рабочее тело находится в виде сухого пара. Далее в пароперегревателе происходит его перегрев до значения tПЕ.
Образующийся на выходе из пароперегревателя пар направляется в паровую турбину, где, расширяясь, совершает работу. Из турбины отработанный пар поступает в конденсатор К, конденсируется и с помощью питательного насоса ПН снова направляется в котел-утилизатор.
Проанализируем работу парогазовой установки утилизационного типа.
В большинстве ГТУ температура уходящих газов составляет 530.. .580 °С (имеются отдельные ГТУ с температурой θг до 640 °С). Газы отводятся из котла-утилизатора при температуре θух ≈ 100 °С. Примем: θг = 555 °С, θух = 100 °С, tн.в = 15 °С. Здесь tн.в — температура наружного воздуха, °С. В этом случае КПД котла-утилизатора составит
При работе на газе энергетический котел ТЭС имеет КПД брутто ηк ≈ 94%. Таким образом, КПД ηк.y существенно более низкий, чем КПД ηк энергетического котла.
КПД паротурбинной установки ПГУ-У 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 (наличие системы регенерации приводит к повышению температуры tп.в пик еще большему снижению КПД котла-утилизатора).
Для проведения дальнейшего анализа рассмотрим ПГУ простой схемы (см. рис. 14.3), при этом в расчетах будем принимать не самые лучшие экономические показатели отдельных элементов оборудования [89].
Пусть в камере сгорания ГТУ сожжено некоторое количество топлива, из которого получено Qк.с = 100 МВт⋅ ч теплоты. Допустим, что КПД ГТУ составляет 34%. Это означает, что в ГТУ будет получено Эгту = 34 МВт⋅ч электроэнергии. Количество теплоты, которое поступает в котел-утилизатор, составляет
Примем КПД котла-утилизатора лку=75%. Тогда в дымовую трубу из котла будет отведено количество теплоты
В паротурбинную установку для преобразования в электроэнергию поступает количество теплоты Qптy = Qк.y - Qух — 49,5 МВт • ч. Примем КПД ПТУ ηпту = 0,3; тогда электрогенератор паровой турбины выработает электроэнергии:
Всего ПГУ выработает
электроэнергии, следовательно КПД ПГУ 
Приведенные рассуждения позволяют получить простую формулу для определения КПД ПГУ утилизационного типа:
Анализ формулы (14.1) объясняет причину строительства ПГУ лишь в последние 20 лет. Рассмотрим ГТУ типа ГТ-100-ЗМ: ηгту=28,5%; температура газов на ГТУ θг = 398 °С. При такой температуре газов в котле-утилизаторе можно сгенерировать пар с температурой около 370 °С, и КПД паротурбинной установки будет равен примерно 14%. Тогда при ηк.y= 0,75 КПД ПГУ составит
В этом случае целесообразнее построить обычный паротурбинный энергоблок СКД с большей экономичностью. Строительство ПГУ стало экономически оправданным лишь после создания высокотемпературных ГТУ, которые обеспечили не только ее высокий КПД, но и условия для реализации паротурбинного цикла.
Из уравнения (14.1] можно получить соотношение между мощностями газотурбинной и паротурбинной частей 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 г. Санкт-Петербурга состоит из двух ГТУ и одной паровой турбины мощностью примерно по 150 МВт (см. § 15.2). Цикл ПГУ с котлом-утилизатором приведен в § 14.8.
14.4. ПГУ со сбросом выходных газов ГТУ в энергетический котел
Часто ПГУ со сбросом выходных газов ГТУ в энергетический котел называют «сбросными», или ПГУ с низконапорным парогенератором (НПГ). В них тепло уходящих газов ГТУ, содержащих достаточное количество кислорода, направляется в энергетический котел, замещая в нем дутьевой воздух (рис. 14.4,а). При этом отпадает необходимость в воздухоподогревателе котла, так как уходящие газы ГТУ имеют высокую температуру. Главным преимуществом сбросной схемы является возможность использования в паротурбинном цикле твердых топлив.
В сбросной ПГУ топливо направляется не только в камеру сгорания ГТУ, но и в энергетический котел, причем ГТУ работает на легком топливе (газ или дизельное топливо), а энергетический котел — на любом топливе. В сбросной ПГУ реализуются два термодинамических цикла: Брайтона в ГТУ и Ренкина в ПТУ (рис. 14.4,6). Теплота, поступившая в камеру сгорания ГТУ вместе с топливом, преобразуется в электроэнергию так же, как и в утилизационной ПГУ, т. е. с КПД на уровне 50 %, а теплота, поступившая в энергетический котел, — как в обычном паротурбинном цикле, т.е. с КПД на уровне 40%. Однако достаточно высокое содержание кислорода в уходящих газах ГТУ, а также необходимость иметь за энергетическим котлом малый коэффициент избытка воздуха приводят к тому, что доля мощности паротурбинного цикла составляет примерно 2/3, а доля мощности ГТУ —1/3 (в отличие от утилизационной ПГУ, где это соотношение обратное). Поэтому КПД сбросной ПГУ существенно меньше, чем утилизационной, и составляет примерно [89]
Ориентировочно можно считать, что в сравнении с обычным паротурбинным циклом экономия топлива при использовании сбросной ПГУ примерно вдвое меньше, чем экономия топлива в утилизационной ПГУ.
Кроме того, схема сбросной ПГУ оказывается очень сложной, так как необходимо обеспечить автономную работу паротурбинной части (при выходе из строя ГТУ), а поскольку воздухоподогреватель в котле отсутствует (ведь в энергетический котел при работе ПГУ поступают горячие газы из ГТУ), то необходима установка специальных калориферов, нагревающих воздух перед подачей его в энергетический котел при останове ГТУ.
На Молдавской ГРЭС были построены две ПГУ сбросного типа мощностью 250 МВт; КПД этих ПГУ на несколько процентов меньше, чем КПД обычных энергоблоков СКД (на 23,5 МПа, 540/540 °С).
В 1997 г. на ТЭЦ-22 Ленэнерго (Южная ТЭЦ, г. Санкт-Петербург) выполнена реконструкция теплофикационного энергоблока с турбиной Т-250-23,5 ТМЗ путем ее надстройки ГТУ GT-8 фирмы ABB (мощность 47,1 МВт, КПД 3136%, степень сжатия 16,3, температура уходящих газов ГТУ 523 °С). Судя по публикациям, опыт реконструкции оказался не вполне удачным.
Однако есть и положительный опыт. В Нидерландах реконструирован паротурбинный энергоблок мощностью 500 МВт на параметры 18,6 МПа, 540/535 °С, работающий на легком жидком топливе или на природном газе и имевший КПД 41,3 %, путем его надстройки ГТУ 13Е фирмы ABB мощностью 140 МВт с КПД 33%. В результате получена ПГУ мощностью 600 МВт с КПД 45,86%. Таким образом, достигнута экономия топлива 11 %.
14.5. ПГУ с высоконапорным парогенератором (ПГУ с ВПГ)
Значительный шаг в развитии парогазовых, установок был сделан фирмой «Браун-Бовери» (Швейцария, 1932 г.), создавшей конструкцию парового котла, работающего при высоком давлении продуктов сгорания (0,3...0,4 МПа). Продукты сгорания после парогенератора направлялись в газовую турбину, приводившую в движение высоконапорный нагнетатель воздуха. Таким образом осуществлялся вспомогательный цикл ГТУ при р = const. Вся выработанная энергия ГТУ использовалась на собственные нужды кот-лоагрегата.
В 1944 г. А.Н. Ложкин (Центральный котлотурбинный институт) предложил увеличить мощность газовой турбины и вырабатывать за счет этого дополнительное количество электрической энергии. Таким способом была создана парогазовая установка без смешения рабочих тел с более высоким КПД, чем у ПТУ.
В ПГУ с ВПГ (рис. 14.5,а) воздух, сжатый в турбокомпрессоре ТК, поступает в топку ВПГ, куда также подается топливо. Здесь часть теплоты сгорания топлива затрачивается на выработку и перегрев водяного пара, направляемого в паровую турбину. Отработавший в турбине пар поступает в конденсатор.
Продукты сгорания (заданной температуры) из ВПГ направляются в газовую турбину ГТ, а оттуда — в газовый подогреватель конденсата ГПК, где охлаждаются и отводятся в атмосферу. Таким образом осуществляется «открытый» цикл 1—2—3—4 ГТУ (рис. 14.5,6) при р = const (цикл Брайтона). Параллельно осуществляется цикл водяного пара а—b—с—d: питательный насос ПН подает воду в ГПК, где она подогревается и поступает в змеевик ВПГ; в ВПГ генерируется пар заданной температуры; выработанный пар поступает в турбину, совершает работу и направляется в конденсатор.
Таким образом осуществляется простейший цикл Ренкина без регенерации. Связь между циклами Брайтона и Ренкина заключается в том, что теплота отработавших газов ГТ затрачивается на подогрев питательной воды; регенеративные отборы пара отсутствуют. По схемам, близким к приведенным, построено и работает несколько установок мощностью до 250 МВт. Полезная мощность газовой части составляет 20.. .25 % паровой.
Экономия топлива в такой установке зависит от соотношения мощностей ГТУ и ПТУ и находится на том же уровне, что и у рассмотренных выше сбросных ПГУ, В России на Невинномысской ГРЭС построена ПГУ с ВПГ мощностью 200 МВт (ПГУ-170 с паровой турбиной К-145-130 и ГТУ типа ГТ-25-710), обеспечивающая экономичность на уровне 36,9%. В 1998 г. ПГУ-170 имела коэффициент использования установленной мощности 65 % при удельном расходе условного топлива 352,4 г/(кВт ⋅ ч), т.е. при КПД 34,7%.
Из T-s-диаграммы (см. рис. 14.5,6) видно, что комбинированный цикл ПГУ с ВПГ является частично бинарным, поскольку часть отводимой теплоты газового цикла (площадь 4—5—g—7) подводится к паровому циклу и затрачивается на подогрев питательной воды (площадь b—е—-f—g). Соответствующая этой теплоте часть парового цикла (площадь а—b—е—е') представляет собой бинарную надстройку к газовому циклу и повышает его КПД. Правая часть парового цикла (площадь с—d—е'—е) является как бы пристройкой к комбинированному циклу и при низких параметрах паровой части несколько снижает эффективность таких установок. Процесс 3'—3 газовой части цикла ПГУ соответствует отдаче части теплоты сгорания топлива водяному пару при его генерации в ВПГ (научастке ее парового цикла).
Существенными недостатками ПГУ с ВПГ являются практическая невозможность их работы на твердых и низкосортных топливах, а также износ проточной части газовой турбины под действием продуктов коррозии внутренней части парогенератора.
14.6. ПГУ с «вытеснением» регенерации (с газовым регенеративным подогревателем)
В ПГУ с вытеснением регенерации (с газовым регенеративным подогревателем, см. §14.7) регенеративные подогреватели отключаются от паровой турбины, а для подогрева питательной воды энергетического котла используется теплота уходящих газов (рис. 14.6) [89]. В этом случае пар регенеративных отборов служит для выработки дополнительной мощности в паровой турбине. При этом теплота конденсации пара отборов теряется в конденсаторе, а не возвращается питательной воде. Поэтому выигрыш в экономичности возникает тогда, когда эта потеря будет меньше, чем экономия топлива за счет уменьшения потери теплоты с уходящими газами ГТУ.
Парогазовая установка с вытеснением регенерации дает наименьшую экономию топлива (около 4%), однако она позволяет надстроить паротурбинный энергоблок с минимальными переделками.
14.7. Цикл ПГУ с газовым регенеративным подогревателем
Комбинированная установка включает в себя ГТУ с турбокомпрессором ТК (рис. 14.7), камерой сгорания КС, газовой турбиной ГТ и ПТУ с паровым котлом ПК, паровой турбиной .ПТ, конденсатором К и регенеративными подогревателями питательной воды РП (на схеме показан один из них) [2]. Кроме этого, имеется газовый подогреватель ГП питательной воды, который установлен параллельно регенеративным подогревателям. Этот подогреватель является общим элементом комбинированной установки, так как в нем подогрев питательной воды осуществляется теплотой уходящих газов ГТУ перед отводом их в атмосферу. В случае остановки ГТУ по тем или иным причинам ГП клапанами Кл-3 отключается от схемы ПТУ и питание котла водой осуществляется через регенеративные подогреватели РП.
Действительный цикл комбинированной установки в T-s-диаграмме представлен на рис. 14.8. Здесь цикл 1—2д—3—4д— 5—1 есть цикл ГТУ, в которой газ после расширения в турбине (точка 4д) при атмосферном давлении охлаждается в ГП до состояния 5, отдавая теплоту питательной воде цикла ПТУ, и только после этого отдает теплоту Q2г окружающей среде. В цикле ПТУ 6—7д— 8—9—6 подогрев питательной воды от состояния 8 до состояния 9 осуществляется в ГП за счет теплоты газа ГТУ, а дальнейший подвод теплоты Q1в — за счет сжигания топлива в котле. Таким образом, комбинированный цикл является частично бинарным, т.е. в низкотемпературном цикле часть теплоты (та, что подводится ГП) получена из высокотемпературного цикла, а остальная часть — от продуктов сгорания топлива.
Поскольку термодинамические свойства газа и воды различны, в газовой и водной частях комбинированного цикла циркулируют разные количества рабочего тела. Соотношение между ними можно определить из теплового баланса узла, связывающего оба эти контура, т.е. ГП. Эта величина, называемая кратностью циркуляции воздуха т, рассчитывается по формуле [2]
Заметим, что и T-s-диаграмма (см. рис. 14.8) построена соответственно для газа массой т, кг, и воды массой 1 кг.
Внутренний КПД комбинированного цикла можно определить как
Доля мощности ПГУ, вырабатываемая ГТУ, может составлять 20...25%.
14.8. Цикл ПГУ с котлом-утилизатором (ПГУ-У)
В газовой части ПГУ с котлом-утилизатором (рис. 14.9) [2] атмосферный воздух, сжатый турбокомпрессором ТК, поступает в камеру сгорания КС, где к нему при сжигании топлива подводится теплота Q1к.с и далее адиабатно расширяется в газовой турбине ГТ, производя работу, которая используется для вращения компрессора и генератора. Уходящие из турбины газы направляются в топку котла-утилизатора КУ.Содержание кислорода в этих газах может составлять 12... 17%, и они могут использоваться вместо воздуха для сжигания вводимого в топку топлива и дополнительно подвода теплоты Q1к. y. Однако в лучших современных ГТУ, в которых температура газов перед турбиной составляет 1100.. .1250 °С, температура уходящих газов может достигать 480...570 °С. Это позволяет получать пар в котле-утилизаторе высоких параметров и без дополнительного подвода теплоты. Именно такой случай продемонстрирован на Т-s-диаграмме цикла, представленной на рис. 14.10. Полученный пар поступает в паровую турбину ПТ, после адиабатного расширения в ней конденсируется в конденсаторе К, конденсат насосом снова подается в котел-утилизатор.
Таким образом, и ГТУ, и ПТУ работают по обычным своим циклам. На схеме (см. рис. 14.9) обе установки представлены в простейших вариантах. Реально в схемах ГТУ используются многоступенчатые сжатие и расширение газа, а в схемах ПТУ — вторичный перегрев пара и регенеративный подогрев питательной воды паром, отбираемым из турбины. Объединение же их в единую парогазовую установку снижает расход топлива за счет использования теплоты уходящих после газовой турбины газов в котле-утилизаторе. Характерные точки процессов цикла (1, 2, 3, 4, 5, 6, 7д, 8, 9, см. рис. 14.10) изображают состояние рабочего тела в точках с аналогичными номерами, показанных на рис. 14.9.
Эффективный КПД комбинированной парогазовой установки ηепгу и его связь с эффективными КПД входящих в ее состав ГТУ ηепгу и ПТУ ηепгу можно получить следующим образом. По определению
Введем новый параметр σ - степень бинарности цикла:
Приведем выражение (14.5) к виду
Из (14.7) следует, что при данных КПД ГТУ и ПТУ наивысший КПД ПГУ получается при степени бинарности σ , равной единице. В этом случае сжигания топлива в котле-утилизаторе не проводится, и вся работа паротурбинной части комбинированной установки осуществляется за счет использования теплоты уходящих газов ГТУ. Графики, приведенные на рис. 14.11, характеризуют значения эффективного КПД ПГУ, которые можно получить при комбинировании ГТУ, имеющей температуру газа перед турбиной t3 = 1100 °С и эффективный КПД ηегту = 33 %, с различными ПТУ.
Жирная линия здесь характеризует значения эффективного КПД, реально достигнутые в действующих ПГУ. Из рисунка видно, что эффективный КПД ПГУ достигает 50... 53%. Это свидетельствует о том, что применение ПГУ с котлом-утилизатором является весьма перспективным направлением повышения экономичности энергетических установок.
Выводы. Комбинирование установок, в которых различные рабочие тела используются в оптимальных для каждого из них температурных интервалах, позволяет существенно повысить термический КПД цикла и эффективный КПД суммарной установки [2]. Именно на ПГУ достигнута самая высокая из всех тепловых машин эффективность преобразования теплоты в работу. Применение парогазовых установок с различными вариантами схем для строительства новых энергетических установок и модернизации существующих ПГУ является одним из основных направлений развития энергетики.
Уже на сегодняшний день КПД современных ГТУ при их работе по простому циклу достигает 38...38,5 % при единичной мощности до 280 МВт. Это позволяет получить КПД ПГУ на уровне 58%. С ростом температуры газов на входе до 1427 °С становится реальным достижение КПД ПГУ 60 %, а при повышении температуры газов до 1500 °С — и 62%. Естественно, что при этом предполагается также и совершенствование ПГУ с повышением ее экономичности путем увеличения параметров пара (вплоть до использования сверхкритического давления), совершенствования проточной части турбины, сокращения протечек пара через уплотнения, снижения потерь в конденсаторе паровой турбины.
Аннoтация к книге
Глава 14. Парoгазoвые уcтанoвки. Общие пoлoжения
14.1. Клаccификация ПГУ, их преимущеcтва и недocтатки
Энергетичеcкие уcтанoвки, в кoтoрых теплoта ухoдящих газoв ГТУ прямo или кocвеннo иcпoльзуетcя для вырабoтки электрoэнергии в паротурбинном цикле, называютcя парогазовыми.
По назначению ПГУ подразделяют на конденcационные и теплофикационные. Первые из них вырабатывают только электроэнергию, вторые cлужат и для нагрева cетевой воды в подогревателях, подключаемых к паровой турбине.
По количеcтву рабочих тел, иcпользуемых в ПГУ, их подразделяют на монарные и бинарные. В монарных уcтановках рабочим телом турбины являетcя cмеcь продуктов сгорания и водяного пара. В бинарных установках рабочие тела газотурбинного цикла (воздух и продукты горения топлива) и паротурбинной установки (вода и водяной пар) разделены. Большинство ПГУ относится к ПГУ бинарного типа. На практике применяются следующие установки бинарного типа: утилизационные ПГУ (ПГУ с котлом-утилизатором (КУ) — ПГУ-У); сбросные ПГУ (ПГУ со сбросом выходных газов ГТУ в энергетический котел); ПГУ с высоконапорным парогенератором (ПГУ с ВПГ); ПГУ с вытеснением регенерации.
Тепловые схемы котлов-утилизаторов ПГУ бинарного типа различаются по компоновке поверхностей нагрева и количеству контуров циркуляции рабочего тела (воды и пара). В соответствии с этим имеются одно-, двух- и многоконтурные (трехконтурные) ПГУ, а котлы-утилизаторы — с горизонтальной и вертикальной (башенной) компоновкой поверхностей нагрева.
По числу валов турбогенераторов ПГУ бывают одновальные и многовальные. В одновальных ПГУ ГТУ и ПТ устанавливаются на одном валу с общим электрогенератором; многовальные ПГУ выполняются с индивидуальными электрогенераторами для каждой ГТУ и ПТ.
Компоновка ПГУ может быть сомкнутой, разомкнутой; с общим машзалом, с общей на всю ТЭС дымовой трубой и с индивидуальными дымовыми трубами.
В настоящее время строительство ПГУ является преобладающей тенденцией в современной теплоэнергетике. Это обусловлено еле дующими преимуществами газотурбинных и парогазовых ТЭС по сравнению с паротурбинными (паросиловыми) ТЭС:
1) умеренной стоимостью установленной единицы мощности ПГУ, что связано с меньшим объемом строительной части, с отсутствием сложного энергетического котла, дорогой дымовой трубы, системы регенеративного подогрева питательной воды, использованием более простых паровой турбины и системы технического водоснабжения;
2) существенно меньшим строительным циклом ПГУ (ПГУ, как и ПСУ, можно вводить поэтапно, что упрощает проблему инвестиций);
3) достаточно высокой экономичностью ПГУ. Одноконтурная ПГУ с ГТУ, имеющей начальную температуру примерно 1000 °С, может иметь абсолютный КПД около 42%. КПД трехконтурной ПГУ с промежуточным перегревом пара, в которой температура газов перед газовой турбиной составляет примерно 1450 °С, достигает 60 %;
4) существенно меньшими выбросами оксидов азота (NOх). Это обусловлено не только тем, что в ГТУ сжигается газ, а многие паросиловые ТЭС работают на угле, но и тем, что в топках энергетических котлов применяется диффузионный (а не кинетический) принцип сжигания с большими избытками воздуха и длительным пребыванием топливовоздушной смеси при высокой температуре;
5) высокой маневренностью ПГУ, обеспечиваемой наличием в ее схеме ГТУ, нагрузку которой можно изменять в течение нескольких минут. Для реализации этих потенциальных маневренных возможностей паротурбинная установка (ПТУ) должна быть оснащена байпасным трубопроводом перегретого пара. Для возможности глубокого разгружения ПГУ она должна быть многовальной;
6) при одинаковой мощности паросиловой и парогазовой ТЭС потребление охлаждающей воды ПГУ примерно втрое меньше. Это определяется тем, что мощность паросиловой части ПГУ составляет 1/3 общей мощности, а ГТУ охлаждающей воды практически не требует.
Основным недостатком энергетических ПГУ является то, что в камере сгорания ГТУ сжигается природный газ. Использование тяжелых сортов жидкого и тем более твердого топлива требует сложных систем подготовки (газификации) топлива и очистки образующегося горючего газа, что приводит к существенному уменьшению КПД (до 42...44%). В России имеются возможности для сооружения ПГУ, так как доля используемого для энергетики природного газа превышает 60 % и половина его используется по экологическим соображениям на ТЭЦ.
В РФ работает ряд газотурбинных ТЭС: ГРЭС им. Классона ОАО «Мосэнерго», Северо-Западная ТЭЦ (г. Санкт-Петербург), Краснодарская ТЭС, Якутская ГРЭС и др.
Совершенствование стационарных ГТУ связано в первую очередь с освоением высоких температур рабочего тела (до 1300... 1500 °С) и повышением единичной мощности (до 250...300 МВт и выше), что позволяет рассматривать ГТУ как весьма перспективный двигатель парогазовых ТЭС.
14.2. Монарные ПГУ
В монарной ПГУ (рис. 14.1) рабочим телом является смесь продуктов сгорания органического топлива и водяного пара. В котел-утилизатор питательным насосом подается вода. Получаемый на выходе пар поступает в камеру сгорания, смешивается с продуктами сгорания, и образующаяся газопаровая смесь направляется в газовую (правильнее сказать — в газопаровую) турбину. Таким образом, часть воздуха, идущего из турбокомпрессора и служащая для уменьшения температуры рабочих газов до допустимой по условиям прочности деталей газовой турбины, замещается паром, на повышение давления которого затрачивается меньше энергии, чем на повышение давления воздуха в компрессоре. Газопаровая смесь покидает котел-утилизатор при температуре, превышающей точку росы. В этом случае теплота конденсации водяного пара, полученная им в котле и составляющая значительное количество, не используется в установке, а отводится в атмосферу.
Техническая трудность организации конденсации пара из парогазовой смеси в ПГУ и связанная с этим необходимость постоянной работы мощной водоподготовительной установки являются главным недостатком ПГУ монарного типа.
За рубежом описанная монарная установка получила название STIG (от Steam Injected Gas Turbine). Их строит в основном фирма «Дженерал Электрик» в комбинации с ГТУ сравнительно малой мощности. В табл. 14.1 приведены данные фирмы «Дженерал Электрик», иллюстрирующие увеличение мощности и КПД газотурбинных двигателей при использовании впрыска пара.
Анализ данных, приведенных в табл. 14.1, показывает, что при впрыске пара и мощность, и КПД монарной ПГУ растут. Монарные ПГУ не получили широкого распространения для производства электроэнергии на мощных ТЭС.
На турбинном заводе (г. Николаев, Украина) построена демонстрационная монарная ПГУ мощностью 16 МВт.
14.3. Утилизационные ПГУ (ПГУ-У)
В ПГУ-У теплота уходящих газов ГТУ утилизируется в котлах-утилизаторах для получения пара высоких параметров, используемого в паротурбинном цикле. Главными преимуществами утилизационных ПГУ по сравнению с паротурбинной установкой являются высокая экономичность (в ближайшие годы их КПД превысит 60%), существенно меньшие капиталовложения, меньшая потребность в охлаждающей воде, малые вредные выбросы, высокая маневренность. Утилизационные ПГУ требуют высокоэкономичных газовых турбин с высокой температурой уходящих газов для генерирования пара высоких параметров для паротурбинной установки. Современные ГТУ, отвечающие этим требованиям, работают либо на природном газе, либо на легких сортах жидкого топлива.
Принципиальная схема одноконтурной ПГУ-У показана на рис. 14.2, 14.3 [89] и рис. 14.9. Котел-утилизатор представляет собой шахту прямоугольного сечения с размещенными в ней поверхностями нагрева, образованными оребренными трубами, внутрь которых подается рабочее тело паротурбинной установки (вода, 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, опускных труб 5 и достаточно плотно установленных испарительных труб 6. Испаритель работает на принципе естественной конвекции. Испарительные трубы находятся в зоне более высоких температур, чем опускные. Поэтому в них вода нагревается, частично испаряется и поднимается вверх в барабан, так как плотность пароводяной смеси в испарительных трубах меньше, чем в опускных. Насыщенный пар собирается в верхней части барабана и направляется в трубы пароперегревателя 1. Расход пара из барабана 4 компенсируется подводом воды из экономайзера 3. Описанный котел-утилизатор является котлом с естественной циркуляцией, поскольку поступающая вода, прежде чем испариться полностью, многократно проходит через испарительные трубы.
Питательная вода в экономайзере нагревается до температуры, на 10...20 °С меньшей, чем температура насыщенного пара в барабане. Из барабана сухой насыщенный пар поступает в пароперегреватель, где перегревается сверх температуры насыщения. Температура перегретого пара t0 меньше температуры газов θг, поступающих из газовой турбины, на 25. ..30 °С.
В процессе теплообмена в котле-утилизаторе температура газов уменьшается от значения θг на входе до значения температуры уходящих газов θух (см. рис. 14.2). Температура питательной воды повышается в экономайзере до температуры кипения (точка а). При этой температуре вода поступает в испаритель, где происходит ее испарение при постоянной температуре (процесс а—b). В точке b рабочее тело находится в виде сухого пара. Далее в пароперегревателе происходит его перегрев до значения tПЕ.
Образующийся на выходе из пароперегревателя пар направляется в паровую турбину, где, расширяясь, совершает работу. Из турбины отработанный пар поступает в конденсатор К, конденсируется и с помощью питательного насоса ПН снова направляется в котел-утилизатор.
Проанализируем работу парогазовой установки утилизационного типа.
В большинстве ГТУ температура уходящих газов составляет 530.. .580 °С (имеются отдельные ГТУ с температурой θг до 640 °С). Газы отводятся из котла-утилизатора при температуре θух ≈ 100 °С. Примем: θг = 555 °С, θух = 100 °С, tн.в = 15 °С. Здесь tн.в — температура наружного воздуха, °С. В этом случае КПД котла-утилизатора составит
При работе на газе энергетический котел ТЭС имеет КПД брутто ηк ≈ 94%. Таким образом, КПД ηк.y существенно более низкий, чем КПД ηк энергетического котла.
КПД паротурбинной установки ПГУ-У 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 (наличие системы регенерации приводит к повышению температуры tп.в пик еще большему снижению КПД котла-утилизатора).
Для проведения дальнейшего анализа рассмотрим ПГУ простой схемы (см. рис. 14.3), при этом в расчетах будем принимать не самые лучшие экономические показатели отдельных элементов оборудования [89].
Пусть в камере сгорания ГТУ сожжено некоторое количество топлива, из которого получено Qк.с = 100 МВт⋅ ч теплоты. Допустим, что КПД ГТУ составляет 34%. Это означает, что в ГТУ будет получено Эгту = 34 МВт⋅ч электроэнергии. Количество теплоты, которое поступает в котел-утилизатор, составляет
Примем КПД котла-утилизатора лку=75%. Тогда в дымовую трубу из котла будет отведено количество теплоты
В паротурбинную установку для преобразования в электроэнергию поступает количество теплоты Qптy = Qк.y - Qух — 49,5 МВт • ч. Примем КПД ПТУ ηпту = 0,3; тогда электрогенератор паровой турбины выработает электроэнергии:
Всего ПГУ выработает
электроэнергии, следовательно КПД ПГУ
Приведенные рассуждения позволяют получить простую формулу для определения КПД ПГУ утилизационного типа:
Анализ формулы (14.1) объясняет причину строительства ПГУ лишь в последние 20 лет. Рассмотрим ГТУ типа ГТ-100-ЗМ: ηгту=28,5%; температура газов на ГТУ θг = 398 °С. При такой температуре газов в котле-утилизаторе можно сгенерировать пар с температурой около 370 °С, и КПД паротурбинной установки будет равен примерно 14%. Тогда при ηк.y= 0,75 КПД ПГУ составит
В этом случае целесообразнее построить обычный паротурбинный энергоблок СКД с большей экономичностью. Строительство ПГУ стало экономически оправданным лишь после создания высокотемпературных ГТУ, которые обеспечили не только ее высокий КПД, но и условия для реализации паротурбинного цикла.
Из уравнения (14.1] можно получить соотношение между мощностями газотурбинной и паротурбинной частей 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 г. Санкт-Петербурга состоит из двух ГТУ и одной паровой турбины мощностью примерно по 150 МВт (см. § 15.2). Цикл ПГУ с котлом-утилизатором приведен в § 14.8.
14.4. ПГУ со сбросом выходных газов ГТУ в энергетический котел
Часто ПГУ со сбросом выходных газов ГТУ в энергетический котел называют «сбросными», или ПГУ с низконапорным парогенератором (НПГ). В них тепло уходящих газов ГТУ, содержащих достаточное количество кислорода, направляется в энергетический котел, замещая в нем дутьевой воздух (рис. 14.4,а). При этом отпадает необходимость в воздухоподогревателе котла, так как уходящие газы ГТУ имеют высокую температуру. Главным преимуществом сбросной схемы является возможность использования в паротурбинном цикле твердых топлив.
В сбросной ПГУ топливо направляется не только в камеру сгорания ГТУ, но и в энергетический котел, причем ГТУ работает на легком топливе (газ или дизельное топливо), а энергетический котел — на любом топливе. В сбросной ПГУ реализуются два термодинамических цикла: Брайтона в ГТУ и Ренкина в ПТУ (рис. 14.4,6). Теплота, поступившая в камеру сгорания ГТУ вместе с топливом, преобразуется в электроэнергию так же, как и в утилизационной ПГУ, т. е. с КПД на уровне 50 %, а теплота, поступившая в энергетический котел, — как в обычном паротурбинном цикле, т.е. с КПД на уровне 40%. Однако достаточно высокое содержание кислорода в уходящих газах ГТУ, а также необходимость иметь за энергетическим котлом малый коэффициент избытка воздуха приводят к тому, что доля мощности паротурбинного цикла составляет примерно 2/3, а доля мощности ГТУ —1/3 (в отличие от утилизационной ПГУ, где это соотношение обратное). Поэтому КПД сбросной ПГУ существенно меньше, чем утилизационной, и составляет примерно [89]
Ориентировочно можно считать, что в сравнении с обычным паротурбинным циклом экономия топлива при использовании сбросной ПГУ примерно вдвое меньше, чем экономия топлива в утилизационной ПГУ.
Кроме того, схема сбросной ПГУ оказывается очень сложной, так как необходимо обеспечить автономную работу паротурбинной части (при выходе из строя ГТУ), а поскольку воздухоподогреватель в котле отсутствует (ведь в энергетический котел при работе ПГУ поступают горячие газы из ГТУ), то необходима установка специальных калориферов, нагревающих воздух перед подачей его в энергетический котел при останове ГТУ.
На Молдавской ГРЭС были построены две ПГУ сбросного типа мощностью 250 МВт; КПД этих ПГУ на несколько процентов меньше, чем КПД обычных энергоблоков СКД (на 23,5 МПа, 540/540 °С).
В 1997 г. на ТЭЦ-22 Ленэнерго (Южная ТЭЦ, г. Санкт-Петербург) выполнена реконструкция теплофикационного энергоблока с турбиной Т-250-23,5 ТМЗ путем ее надстройки ГТУ GT-8 фирмы ABB (мощность 47,1 МВт, КПД 3136%, степень сжатия 16,3, температура уходящих газов ГТУ 523 °С). Судя по публикациям, опыт реконструкции оказался не вполне удачным.
Однако есть и положительный опыт. В Нидерландах реконструирован паротурбинный энергоблок мощностью 500 МВт на параметры 18,6 МПа, 540/535 °С, работающий на легком жидком топливе или на природном газе и имевший КПД 41,3 %, путем его надстройки ГТУ 13Е фирмы ABB мощностью 140 МВт с КПД 33%. В результате получена ПГУ мощностью 600 МВт с КПД 45,86%. Таким образом, достигнута экономия топлива 11 %.
14.5. ПГУ с высоконапорным парогенератором (ПГУ с ВПГ)
Значительный шаг в развитии парогазовых, установок был сделан фирмой «Браун-Бовери» (Швейцария, 1932 г.), создавшей конструкцию парового котла, работающего при высоком давлении продуктов сгорания (0,3...0,4 МПа). Продукты сгорания после парогенератора направлялись в газовую турбину, приводившую в движение высоконапорный нагнетатель воздуха. Таким образом осуществлялся вспомогательный цикл ГТУ при р = const. Вся выработанная энергия ГТУ использовалась на собственные нужды кот-лоагрегата.
В 1944 г. А.Н. Ложкин (Центральный котлотурбинный институт) предложил увеличить мощность газовой турбины и вырабатывать за счет этого дополнительное количество электрической энергии. Таким способом была создана парогазовая установка без смешения рабочих тел с более высоким КПД, чем у ПТУ.
В ПГУ с ВПГ (рис. 14.5,а) воздух, сжатый в турбокомпрессоре ТК, поступает в топку ВПГ, куда также подается топливо. Здесь часть теплоты сгорания топлива затрачивается на выработку и перегрев водяного пара, направляемого в паровую турбину. Отработавший в турбине пар поступает в конденсатор.
Продукты сгорания (заданной температуры) из ВПГ направляются в газовую турбину ГТ, а оттуда — в газовый подогреватель конденсата ГПК, где охлаждаются и отводятся в атмосферу. Таким образом осуществляется «открытый» цикл 1—2—3—4 ГТУ (рис. 14.5,6) при р = const (цикл Брайтона). Параллельно осуществляется цикл водяного пара а—b—с—d: питательный насос ПН подает воду в ГПК, где она подогревается и поступает в змеевик ВПГ; в ВПГ генерируется пар заданной температуры; выработанный пар поступает в турбину, совершает работу и направляется в конденсатор.
Таким образом осуществляется простейший цикл Ренкина без регенерации. Связь между циклами Брайтона и Ренкина заключается в том, что теплота отработавших газов ГТ затрачивается на подогрев питательной воды; регенеративные отборы пара отсутствуют. По схемам, близким к приведенным, построено и работает несколько установок мощностью до 250 МВт. Полезная мощность газовой части составляет 20.. .25 % паровой.
Экономия топлива в такой установке зависит от соотношения мощностей ГТУ и ПТУ и находится на том же уровне, что и у рассмотренных выше сбросных ПГУ, В России на Невинномысской ГРЭС построена ПГУ с ВПГ мощностью 200 МВт (ПГУ-170 с паровой турбиной К-145-130 и ГТУ типа ГТ-25-710), обеспечивающая экономичность на уровне 36,9%. В 1998 г. ПГУ-170 имела коэффициент использования установленной мощности 65 % при удельном расходе условного топлива 352,4 г/(кВт ⋅ ч), т.е. при КПД 34,7%.
Из T-s-диаграммы (см. рис. 14.5,6) видно, что комбинированный цикл ПГУ с ВПГ является частично бинарным, поскольку часть отводимой теплоты газового цикла (площадь 4—5—g—7) подводится к паровому циклу и затрачивается на подогрев питательной воды (площадь b—е—-f—g). Соответствующая этой теплоте часть парового цикла (площадь а—b—е—е') представляет собой бинарную надстройку к газовому циклу и повышает его КПД. Правая часть парового цикла (площадь с—d—е'—е) является как бы пристройкой к комбинированному циклу и при низких параметрах паровой части несколько снижает эффективность таких установок. Процесс 3'—3 газовой части цикла ПГУ соответствует отдаче части теплоты сгорания топлива водяному пару при его генерации в ВПГ (научастке ее парового цикла).
Существенными недостатками ПГУ с ВПГ являются практическая невозможность их работы на твердых и низкосортных топливах, а также износ проточной части газовой турбины под действием продуктов коррозии внутренней части парогенератора.
14.6. ПГУ с «вытеснением» регенерации (с газовым регенеративным подогревателем)
В ПГУ с вытеснением регенерации (с газовым регенеративным подогревателем, см. §14.7) регенеративные подогреватели отключаются от паровой турбины, а для подогрева питательной воды энергетического котла используется теплота уходящих газов (рис. 14.6) [89]. В этом случае пар регенеративных отборов служит для выработки дополнительной мощности в паровой турбине. При этом теплота конденсации пара отборов теряется в конденсаторе, а не возвращается питательной воде. Поэтому выигрыш в экономичности возникает тогда, когда эта потеря будет меньше, чем экономия топлива за счет уменьшения потери теплоты с уходящими газами ГТУ.
Парогазовая установка с вытеснением регенерации дает наименьшую экономию топлива (около 4%), однако она позволяет надстроить паротурбинный энергоблок с минимальными переделками.
14.7. Цикл ПГУ с газовым регенеративным подогревателем
Комбинированная установка включает в себя ГТУ с турбокомпрессором ТК (рис. 14.7), камерой сгорания КС, газовой турбиной ГТ и ПТУ с паровым котлом ПК, паровой турбиной .ПТ, конденсатором К и регенеративными подогревателями питательной воды РП (на схеме показан один из них) [2]. Кроме этого, имеется газовый подогреватель ГП питательной воды, который установлен параллельно регенеративным подогревателям. Этот подогреватель является общим элементом комбинированной установки, так как в нем подогрев питательной воды осуществляется теплотой уходящих газов ГТУ перед отводом их в атмосферу. В случае остановки ГТУ по тем или иным причинам ГП клапанами Кл-3 отключается от схемы ПТУ и питание котла водой осуществляется через регенеративные подогреватели РП.
Действительный цикл комбинированной установки в T-s-диаграмме представлен на рис. 14.8. Здесь цикл 1—2д—3—4д— 5—1 есть цикл ГТУ, в которой газ после расширения в турбине (точка 4д) при атмосферном давлении охлаждается в ГП до состояния 5, отдавая теплоту питательной воде цикла ПТУ, и только после этого отдает теплоту Q2г окружающей среде. В цикле ПТУ 6—7д— 8—9—6 подогрев питательной воды от состояния 8 до состояния 9 осуществляется в ГП за счет теплоты газа ГТУ, а дальнейший подвод теплоты Q1в — за счет сжигания топлива в котле. Таким образом, комбинированный цикл является частично бинарным, т.е. в низкотемпературном цикле часть теплоты (та, что подводится ГП) получена из высокотемпературного цикла, а остальная часть — от продуктов сгорания топлива.
Поскольку термодинамические свойства газа и воды различны, в газовой и водной частях комбинированного цикла циркулируют разные количества рабочего тела. Соотношение между ними можно определить из теплового баланса узла, связывающего оба эти контура, т.е. ГП. Эта величина, называемая кратностью циркуляции воздуха т, рассчитывается по формуле [2]
Заметим, что и T-s-диаграмма (см. рис. 14.8) построена соответственно для газа массой т, кг, и воды массой 1 кг.
Внутренний КПД комбинированного цикла можно определить как
Доля мощности ПГУ, вырабатываемая ГТУ, может составлять 20...25%.
14.8. Цикл ПГУ с котлом-утилизатором (ПГУ-У)
В газовой части ПГУ с котлом-утилизатором (рис. 14.9) [2] атмосферный воздух, сжатый турбокомпрессором ТК, поступает в камеру сгорания КС, где к нему при сжигании топлива подводится теплота Q1к.с и далее адиабатно расширяется в газовой турбине ГТ, производя работу, которая используется для вращения компрессора и генератора. Уходящие из турбины газы направляются в топку котла-утилизатора КУ.Содержание кислорода в этих газах может составлять 12... 17%, и они могут использоваться вместо воздуха для сжигания вводимого в топку топлива и дополнительно подвода теплоты Q1к. y. Однако в лучших современных ГТУ, в которых температура газов перед турбиной составляет 1100.. .1250 °С, температура уходящих газов может достигать 480...570 °С. Это позволяет получать пар в котле-утилизаторе высоких параметров и без дополнительного подвода теплоты. Именно такой случай продемонстрирован на Т-s-диаграмме цикла, представленной на рис. 14.10. Полученный пар поступает в паровую турбину ПТ, после адиабатного расширения в ней конденсируется в конденсаторе К, конденсат насосом снова подается в котел-утилизатор.
Таким образом, и ГТУ, и ПТУ работают по обычным своим циклам. На схеме (см. рис. 14.9) обе установки представлены в простейших вариантах. Реально в схемах ГТУ используются многоступенчатые сжатие и расширение газа, а в схемах ПТУ — вторичный перегрев пара и регенеративный подогрев питательной воды паром, отбираемым из турбины. Объединение же их в единую парогазовую установку снижает расход топлива за счет использования теплоты уходящих после газовой турбины газов в котле-утилизаторе. Характерные точки процессов цикла (1, 2, 3, 4, 5, 6, 7д, 8, 9, см. рис. 14.10) изображают состояние рабочего тела в точках с аналогичными номерами, показанных на рис. 14.9.
Эффективный КПД комбинированной парогазовой установки ηепгу и его связь с эффективными КПД входящих в ее состав ГТУ ηепгу и ПТУ ηепгу можно получить следующим образом. По определению
Введем новый параметр σ - степень бинарности цикла:
Приведем выражение (14.5) к виду
Из (14.7) следует, что при данных КПД ГТУ и ПТУ наивысший КПД ПГУ получается при степени бинарности σ , равной единице. В этом случае сжигания топлива в котле-утилизаторе не проводится, и вся работа паротурбинной части комбинированной установки осуществляется за счет использования теплоты уходящих газов ГТУ. Графики, приведенные на рис. 14.11, характеризуют значения эффективного КПД ПГУ, которые можно получить при комбинировании ГТУ, имеющей температуру газа перед турбиной t3 = 1100 °С и эффективный КПД ηегту = 33 %, с различными ПТУ.
Жирная линия здесь характеризует значения эффективного КПД, реально достигнутые в действующих ПГУ. Из рисунка видно, что эффективный КПД ПГУ достигает 50... 53%. Это свидетельствует о том, что применение ПГУ с котлом-утилизатором является весьма перспективным направлением повышения экономичности энергетических установок.
Выводы. Комбинирование установок, в которых различные рабочие тела используются в оптимальных для каждого из них температурных интервалах, позволяет существенно повысить термический КПД цикла и эффективный КПД суммарной установки [2]. Именно на ПГУ достигнута самая высокая из всех тепловых машин эффективность преобразования теплоты в работу. Применение парогазовых установок с различными вариантами схем для строительства новых энергетических установок и модернизации существующих ПГУ является одним из основных направлений развития энергетики.
Уже на сегодняшний день КПД современных ГТУ при их работе по простому циклу достигает 38...38,5 % при единичной мощности до 280 МВт. Это позволяет получить КПД ПГУ на уровне 58%. С ростом температуры газов на входе до 1427 °С становится реальным достижение КПД ПГУ 60 %, а при повышении температуры газов до 1500 °С — и 62%. Естественно, что при этом предполагается также и совершенствование ПГУ с повышением ее экономичности путем увеличения параметров пара (вплоть до использования сверхкритического давления), совершенствования проточной части турбины, сокращения протечек пара через уплотнения, снижения потерь в конденсаторе паровой турбины.
Справочник выпускается издательством "Машиностроение"
