ерзат
.docxГазотурбинные и парогазовые электростанции.
Новые типы электростанций
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 давленияМПа. 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 схеме с открытым циклом работы, одновальными, без регенератора (табл. 9.1). Тепловая схема газотурбинной установки ГТ-100-750-2 ЛМЗ показана на рис. 9.4,а, а компоновка электростанции с такими турбинами — на рис. 9.4,б. Эти ГТУ эксплуатируются на Краснодарской ТЭЦ, на ГРЭС им. Классона Мосэнерго, на пиковой ТЭС в г. Инота Венгерской Народной Республики и др.
Таблица 9.1
|
Показатели ГТУ |
||||
Газотурбинная установка |
Электрическая мощность, МВт |
Расход возду- ха через ком- прессор,кг/с |
Степень сжа- тия в компрес- соре |
Начальная тем-ра газов, оС |
Электрический КПД,% |
ГТ-25-700* |
25 |
194,5 |
4,7/9,7 |
700 |
27 |
ГТ-35-770 |
35 |
213 |
6,7 |
770 |
27,5 |
ГТЭ-45-2** |
54,3(52,9) |
271 |
7,7 |
900 |
28(27,6) |
ГТ-100-750-2М* |
105 |
460 |
4,5/6,4 |
750/750 |
29 |
ГТЭ-150 |
150 |
630 |
13 |
1100 |
31 |
ГТЭ-200 |
200 |
630 |
15,6 |
1250 |
34 |
М9 7001 «Дженерал электрик» |
59 |
239 |
9,6 |
980 |
30,7 |
* Турбина и компрессор двухвальные; вал с турбиной и компрессором высокого давления имеет повышенную частоту вращения.
** При работе 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 низкого давления;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 при температуре наружного воздуха выше 5-10 °С (рис. 9.7). С повышением температуры наружного воздуха от +15 до +40СС 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 газовой турбины приближенно 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;— степень расширения газов в газовой турбине с учетом потерь давления воздуха в камере сгорания и на выхлопе турбины. По полученному значениюопределяют значение, а затем рассчитывают истинное значение температурыtк.т, подставляя в (20.5) значения
k=0.5(kн.т-kк.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 при давлении в газовом тракте 0,6—1,2 МПа. Высоконапорный парогенератор целиком изготавливается в заводских условиях. В соответствии с требованиями транспортировки паропроизводительность одного корпуса ВПГ не превышает 350-103кг/ч. Парогенератор ВПГ-650-140-545/545 ПО ТКЗ, например, состоит из двух корпусов. Его газоходы экранированы сварными газоплотными панелями из 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*103кг/ч. Котел поставляется без воздухоподогревателя и может работать как «под наддувом», так и с уравновешенной тягой. Для этого в схеме предусмотрены дымососыДС. 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 давленияЭКВД 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 давленияЭКНД поступает основной конденсат турбины послеПНД5(при нагрузках больше 50%) либо послеПНД4 (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 дымососамиДС. 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.