75 группа 2 вариант / ГТ и ПГУ / Книги / Общая энергетика. Часть 2

Встроенные камеры сгорания имеют общий корпус с ГТУ. Они отличаются малыми габаритами по сравнению с выносными, что позволяет производить ГТУ в едином модуле, габариты которого дают возможность перевозить модуль ГТУ по железной дороге. В то же время ГТУ со встроенными камерами сгорания более сложны при ремонтных работах и техническом обслуживании. В настоящее время в России разрабатываются и изготовляются ГТУ со встроенными камерами сгорания. Пример газотурбинной установки со встроенными камерами сгорания, изготовленной ОАО «НПО «Сатурн» для Комсомольской ГРЭС, представлен на рис. 7.17.

Рис. 7.17. Газотурбинный двигатель ГТД-110 Комсомольской ГРЭС

Газотурбинный двигатель ГТД-110 производства ОАО «НПО «Сатурн» – первый российский газотурбинный двигатель большой мощности. На его основе создаются отечественные парогазовые установки ПГУ-325. Это один из самых крупных проектов в сфере отечественной парогазовой электроэнергетики.

Газотурбинный двигатель ГТД-110 является основным элементом блочно-комплектной газотурбинной энергетической установки ГТЭ-110 мощностью 110 МВт, которая предназначена для эксплуатации на электрических станциях в составе парогазовых установок или индивидуально в простом цикле для выработки электрической и тепловой энергии в базовом, полупиковом и пиковом классах использования.

186

7.3.4. Конструкция воздушного компрессора

Воздушный компрессор – это турбомашина, к валу которой подводится мощность от газовой турбины; эта мощность передается воздуху, протекающему через проточную часть компрессора, вследствие чего давление воздуха повышается вплоть до давления в камере сгорания.

На рис. 7.18 показан ротор ГТУ, уложенный в опорные подшипники; на переднем плане хорошо виден ротор компрессора.

4

3

2

1

5

Рис. 7.18. Ротор воздушного компрессора ГТУ ALSTOM GT24: 1 – рабочие лопатки первой ступени; 2 – рабочие лопатки второй ступени;

3 – корпус воздушного компрессора; 4 – отверстия под шпильки фланцевого разъема; 5 – шейка вала под опорный подшипник

В современных ГТУ входной направляющий аппарат (ВНА) компрессора делают поворотным (рис. 7.19). Необходимость в поворотном ВНА вызвана стремлением не допустить снижения экономичности при снижении нагрузки ГТУ.

Дело заключается в том, что валы компрессора и электрогенератора имеют одинаковую частоту вращения, равную частоте сети. Поэтому, если не использовать ВНА, то и количество воздуха, подаваемого компрессором в камеру сгорания, постоянно

187

и не зависит от нагрузки турбины, а изменить мощность ГТУ можно только изменением расхода топлива в камеру сгорания. Поэтому при уменьшении расхода топлива и неизменности количества воздуха, подаваемого компрессором, снижается температура рабочих газов и перед газовой турбиной, и за ней. Это приводит к очень значительному снижению экономичности ГТУ.

Поворот лопаток при снижении нагрузки позволяет сузить проходные сечения каналов ВНА и уменьшить расход воздуха в камеру сгорания, поддерживая постоянным соотношение между расходом воздуха и топлива. Установка входного направляющего аппарата позволяет поддерживать температуру газов перед газовой турбиной и за ней постоянной в диапазоне мощности примерно 100 – 80 %.

Рис. 7.19. Входная часть воздушного компрессора:

1 – ось поворота лопатки ВНА; 2 – корпус воздушного компрессора; 3 – лопатка ВНА; 4 – поворотные рычаги направляющих лопаток;

5 – поворотное кольцо привода поворотных рычагов; 6 – диск 6-й ступени компрессора; 7 – стяжной болт ротора компрессора; 8 – направляющие лопатки 2-й ступени компрессора; 9 – рабочие лопатки 2-й ступени компрессора; 10 – диск 2-й ступени; 11 – направляющие лопатки 1-й ступени; 12 – диск 1-й ступени; 13 – рабочая лопатка 1-й ступени; 14 – цилиндрический шарнир лопатки ВНА

188

Контрольные вопросы

1.Что входит в состав основного оборудования ГТУ?

2.Изобразите простейшую схему открытой ГТУ со сжиганием топлива при постоянном давлении и опишите ее работу.

3.Назовите преимущества и недостатки ГТУ по сравнению с паротурбинной установкой и предпочтительные области их использования.

4.Постройте термодинамический процесс для простейшей ГТУ со сжиганием топлива при постоянном давлении в T,s - диаграмме и опишите его.

5.Сравните экономическую эффективность простейшей ГТУ

иГТУ с регенерацией теплоты уходящих газов.

6.Изобразите схему открытой ГТУ с двухступенчатым сжатием воздуха в компрессорах и постройте термодинамический процесс в T,s - диаграмме.

7.Каково назначение комплексной воздухоочистительной установки (КВОУ)?

8.Как осуществляется привод компрессора ГТУ и какую примерную мощность от мощности газовой турбины он потребляет?

9.Как и по какой зависимости изменяется температура газов при расширении их в газовой турбине?

10.Назовите основные способы повышения КПД ГТУ.

11.С какой целью необходимо охлаждать элементы высокотемпературной газовой турбины?

12.До каких значений температуры необходимо охлаждать направляющие и рабочие лопатки газовой турбины?

13.Перечислите основные способы охлаждения сопловых и рабочих лопаток газовых турбин.

14.Для каких целей предназначены камеры сгорания ГТУ?

15.Назовите основные отличия встроенных камер сгорания от выносных.

16.Приведите схему горелочного модуля, представляющего собой комбинацию трех горелок.

17.Определите назначение входного направляющего аппарата (ВНА).

18.Укажите диапазон регулирования нагрузки ВНА и принцип его работы?

189

Раздел 8. ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ

8.1. Понятие о парогазовых энергетических технологиях

Основной характеристикой, показывающей эффективность работы теплового двигателя, является термический КПД идеального обратимого цикла Карно при средних температурах подвода и отвода теплоты в этом двигателе. Газотурбинные двигатели имеют очень высокую температуру подвода теплоты в цикл. Температура продуктов сгорания на входе в газовую турбину у современных ГТУ достигает 1 400 оС, или 1673 К. В то же время температура уходящих из турбины газов достаточно велика и составляет в среднем 550 оС, или 823 К. Таким образом,

термический КПД идеального обратимого цикла Карно ГТУ в среднем не превышает ηtГГУ = 1 – Т2 / Т1 = 1 – 823 / 1 673 = = 0,508 или 50,8 %. Реальный же средний КПД современных ГТУ составляет 35 – 38 %.

Проведя аналогичные рассуждения для оценки паротурбинного цикла современных конденсационных ТЭС, можно определить, что температура пара на входе в турбину составляет 540 оС, или 813 К, а температуру конденсации водяных паров после турбины можно в среднем принять 27 оС, или 300 К. Сле-

довательно, термический КПД идеального обратимого цикла Карно ПТУ составит ηtПТУ = 1 – Т2 / Т1 = 1 – 300 / 813 = 0,63

(63%). Реальный же КПД современных конденсационных блочных ПТУ составляет 41 – 42 %.

Таким образом, очевидно, что температурный уровень рабочего тела в ГТУ значительно выше, чем в ПТУ, и, следовательно, продукты сгорания, прошедшие газовую турбину и имеющие температуру на уровне 520 – 580 оС, вполне могут быть использованы в паротурбинном цикле для получения пара высоких параметров с дальнейшим направлением его на вход паровой турбины. Идея объединения двух циклов в одной установке родилась несколько десятилетий назад, но в силу целого ряда технологических ограничений реальное воплощение парогазовых технологий началось только в 70 – 80-е г. ХХ в.

В парогазовых установках совмещены газотурбинный и паротурбинный циклы. В результате продукты сгорания при температуре 1 400 оС подаются на вход газовой турбины и, совершив работу, покидают её при температуре в среднем 550 оС. Эти высокотемпературные газы далее направляются в специальный теплообменник (котел-утилизатор), в котором отдают теплоту воде. По

190

ходу движения через поверхности нагрева котла-утилизатора (КУ) вода превращается в перегретый пар высокого давления с температурой 510 – 520 оС. Далее перегретый пар проходит через паровую турбину, совершая работу, и направляется в конденсатор, где конденсируется при температуре 25 – 35 оС. Газы покидают КУ с температурой 100 – 120 оС и направляются в дымовую трубу.

Термический КПД идеального обратимого цикла Карно ПГУ определяется двумя температурами: температурой Т1 продуктов сгорания на входе в газовую турбину и температурой отвода теплоты в конденсаторе паровой турбины – Т2:

ηtПГУ = 1 – Т2 / Т1.

(8.1)

При принятых выше температурах Т1 = 1 400 оС, или 1673 К, и Т2 = 27 оС, или 300 К, предельное значение термического КПД идеального обратимого цикла Карно ПГУ составит ηtПГУ = = 1 – Т2 / Т1 = 1 – 300 / 1 673 = 0,82 или 82 %. Полученное значение КПД ПГУ существенно выше значений КПД газотурбинного и паротурбинного циклов.

Реальные циклы ПГУ отличаются от идеальных рядом особенностей, среди которых можно отметить возрастание энтропии в процессах сжатия и расширения рабочих тел, возможность теплообмена лишь при наличии определенного температурного напора, ограниченное число ступеней подвода теплоты к газовой части ПГУ и др. В энергетике реализован ряд тепловых схем ПГУ, одна из которых приведена на рис 8.1.

Эти схемы имеют свои особенности и различия в технологическом процессе. Ниже будут рассмотрены примеры тепловых схем ПГУ и их термодинамические циклы в Т, s - диаграмме.

Наибольшее распространение получили схемы ПГУ утилизационного типа с котлом-утилизатором (рис. 8.1).

Вэтой схеме топливо подается в камеру сгорания (КС) 2 ГТУ, из которой продукты сгорания направляются в газовую турбину 3, а из неё в котел-утилизатор (КУ) 5. На валу газовой турбины находятся компрессор 1 и электрический генератор 4. Энергия вращательного движения ротора газовой турбины распределяется между компрессором и электрогенератором примерно поровну.

Вкотле-утилизаторе продукты сгорания последовательно проходят пароперегревательные, испарительные и экономайзерные поверхности нагрева. Внутри трубных систем поверхностей нагрева движется вода, пароводяная смесь и перегретый пар, который направляется на вход паровой турбины.

191

В паровой турбине пар совершает работу, передаваемую ротору турбины, а затем энергия вращения ротора передается электрическому генератору, который вырабатывает электроэнергию.

Рис. 8.1. Простейшая схема ПГУ утилизационного типа: 1 – компрессор ГТУ; 2 – камера сгорания ГТУ; 3 – газовая турбина; 4 – электрический генератор ГТУ; 5 – котел утилизатор; 6 – питательный насос; 7 – паровая турбина; 8 – электрический генератор ПТУ;

9 – конденсатор

Таким образом, и газовая и паровая турбины развивают определенную мощность, и в итоге общая электрическая мощность ПГУ

Nэ	Nэ	Nэ	,	(8.2)
ПГУ	ГТУ	ПТУ

где NГТУэ и NПТУэ – электрические мощности электрогенераторов газовой и паровой турбин.

192

8.2. Принципиальные схемы ПГУ

Парогазовыми называются энергетические установки, в которых теплота уходящих газов ГТУ прямо или косвенно используется для выработки электроэнергии в паротурбинном цикле.

На рис. 8.2 показана принципиальная схема одноконтурной парогазовой установки утилизационного типа.

Этот тип ПГУ получил свое название благодаря процессу утилизации теплоты продуктов сгорания после газовой турбины. В классических газотурбинных установках дымовые газы после газовой турбины направляются в дымовую трубу и затем – в атмосферу. В ПГУ данного типа тепловая энергия продуктов сгорания утилизируется в специальном котле, где она расходуется на процессы генерации водяного пара.

Рис. 8.2. Принципиальная схема одноконтурной ПГУ утилизационного типа: 1 – компрессор; 2 – газовая турбина; 3 – камера сгорания;

4 – электрогенератор; 5 – паровая турбина; 6 – конденсатор паровой турбины; 7 – питательный насос; 8 – котел-утилизатор; 9 – экономайзер; 10 – барабан; 11 – верхний коллектор; 12 – нижний коллектор; 13 – пароперегреватель; 14 – испарительные поверхности нагрева

В этих установках топливо подается в камеру сгорания 3 газотурбинной установки, в неё же направляется сжатый в компрессоре 1 воздух. После камеры сгорания высокотемпературные продукты сгорания газообразного топлива направляются в газовую турбину 2, а затем в котел-утилизатор, в котором происходят процессы нагрева воды, генерации пара и перегрева пара до заданной температуры.

193

Процессы сжатия в компрессоре воздуха 1 – 2, сгорания топлива 2 – 3 и расширения продуктов сгорания в газовой турбине 3 – 4 проиллюстрированы на рис. 8.3 в Т, s - диаграмме.

Далее выходящие из ГТУ газы направляются в котелутилизатор, где значительная часть теплоты (процесс 4 – 5) передается пароводяному рабочему телу и генерируется перегретый пар, который по-

		ступает		в	паро-
		вую	турбину.			В
		котле-утилизато-
		ре	и	паровой
		турбине		реали-
		зуется цикл Рен-
		кина для ПТУ a–
		b–с–d–e–f–a. По-
		теря	теплоты			с
		уходящими			газа-
		ми ограничивает-
		ся только площа-
		дью 1’-1-5-5’.
		Для		макси-
		мальной		утили-
		зации		теплоты
		газов	в	котле-
		утилизаторе			под-
		держивают			ми-
		нимальные			зна-
	Рис. 8.3. Термодинамический цикл Брайтона –	чения		темпера-
		турных напоров θ1
	Ренкина ПГУ в Т, s - диаграмме: q1 – теплота сго-
	ревшего топлива в КС; qГ2 – потеря теплоты с ухо-	и θ2	между тем-
	дящими газами из КУ; qп2 – потеря теплоты в кон-	пературой газов и
	денсаторе ПТ	температурами

воды, пароводяной смеси и перегретого пара. Температура уходящих газов котла-утилизатора колеблется в диапазоне 100 – 120 °С при работе на природном газе. Электрический КПД ПГУ брутто с КУ можно определить по формуле

	ηэПГУ = ( Nэ	Nэ	) / Qс ,	(8.З)
	ГТУ	ПТУ	г
гдеQс	– теплота сгорания топлива, сжигаемого в КС ГТУ, кВт.
г

194

Следует отметить, что измерение теплоты сгорания топлива в кВт можно представить как тепловую мощность, получаемую при сжигании единицы массы условного топлива в единицу времени. Например, при сжигании 1 кг в секунду условного топлива с теплотой сгорания 29 307 кДж развивается тепловая мощность

29 307 кВт.

На рис. 8.3 в процессах 4 – 1 и b-c-d-e показано изменение температур рабочих тел при их движении в поверхностях нагрева КУ. Температура продуктов сгорания плавно снижается от значения в точке 4 – на входе в котел-утилизатор, до значения tух (в точке 5) температуры уходящих газов. Движущаяся навстречу питательная вода повышает свою температуру в экономайзере (процесс b – c) до температуры кипения (точка с). С этой температурой вода поступает в испарительную поверхность нагрева. В ней происходят испарение воды и генерация пара. При этом её температура не изменяется (процесс с – d). В точке d рабочее тело находится в виде сухого насыщенного пара. Далее в пароперегревателе происходит его перегрев до зна-

чения t0 (точка е).

Образующийся на выходе из пароперегревателя пар направляется в паровую турбину, где, расширяясь, совершает работу (процесс e – f). Из турбины отработанный пар поступает в конденсатор, конденсируется (процесс f – a) и с помощью питательного насоса 7, повышающего давление питательной воды (процесс a – b), вновь направляется в котел-утилизатор.

Котел-утилизатор представляет собой шахту прямоугольного сечения (рис. 8.2), в которой размещены поверхности нагрева, образованные оребренными трубами, внутрь которых подается рабочее тело паротурбинной установки (вода или пар). В простейшем случае поверхности нагрева котла-утилизатора состоят из трех элементов: экономайзера 9, испарителя 14 и пароперегревателя 13.

Центральным элементом КУ является контур циркуляции испарительных поверхностей нагрева, состоящий из барабана

10 (длинного цилиндра, заполняемого наполовину водой), не-

скольких опускных труб, нижнего 11 и верхнего 12 коллекто-

ров и вертикальных труб собственно испарительных поверхностей 14. Испарительные поверхности работают на принципе естественной конвекции. Испарительные трубы находятся в зоне высоких температур, поэтому в них вода нагревается, частично испаряется и превращается в пароводяную смесь (ПВС),

195