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

которая имеет меньшую плотность, чем вода в опускных трубах. Благодаря наличию разности плотностей воды и ПВС происходит движение в контуре циркуляции. Пароводяная смесь направляется в барабан, где разделяется на воду и насыщенный пар. Насыщенный пар собирается в верхней части барабана и направляется в трубы пароперегревателя 13. Расход пара из барабана 10 компенсируется подводом воды из экономайзера 9. При этом поступающая вода, прежде чем испариться полностью, многократно пройдет через испарительные трубы. Поэтому описанный котел-утилизатор называется котлом с есте-

ственной циркуляцией.

В экономайзере происходит нагрев поступающей питательной воды до температуры, на 10 – 20 °С меньшей, чем температура насыщения в барабане, полностью определяемая давлением в нем. Из барабана сухой насыщенный пар поступает в пароперегреватель, где перегревается сверх температуры насыщения. Температура получаемого перегретого пара t0 всегда, конечно, меньше, чем температура газов tГ, поступающих из газовой турбины (обычно на 25 – 30 °С).

Таким образом, принципиальное отличие паросиловой уста-

новки (ПСУ) ПГУ от обычной паротурбинной установки (ПТУ)

ТЭС состоит только в том, что топливо в котле-утилизаторе не сжигается, а необходимая для генерации перегретого пара теплота берется от уходящих газов ГТУ. Однако сразу же необходимо отметить ряд важных технических отличий паротурбинной установки ПГУ от ПТУ ТЭС:

Во-первых, температура уходящих газов ГТУ tгаз практически однозначно определяется температурой газов перед газовой турбиной и совершенством системы охлаждения газовой турбины. В большинстве современных ГТУ температура продуктов сгорания на выходе из газовой турбины составляет 530 – 580 °С, а в энергетическом котле температура продуктов сгорания даже на выходе из топочной камеры заметно превышает 1000 °С. По условиям надежности работы трубной системы экономайзера при работе на природном газе температура питательной воды tп.в на входе в котел-утилизатор не должна быть меньше 60 °С. Поэтому температура газов tух, покидающих КУ, всегда выше, чем температура tп.в. Реально она находится на уровне tух ≥ 100 °С, и, следовательно, КПД котла-утилизатора составит

ηку = (tгаз - tух) / (tгаз – tн.в) = (550 – 100) / (550 – 20) = 0,849 или

85 %, где для приблизительной оценки КПД принято, что темпе-

196

ратура газов на входе в КУ tгаз = 550 °С, температура уходящих из КУ газов tух = 100 °С, а температура наружного воздуха

tн.в = 20 °С.

При работе на природном газе обычный паровой котел ТЭС имеет КПД на уровне 92 – 95 %. Таким образом, котелутилизатор в ПГУ имеет КПД заметно более низкий, чем КПД котла ТЭС.

Во-вторых, КПД паротурбинной установки, входящей в состав рассмотренной ПГУ, существенно ниже, чем КПД ПТУ обычной ТЭС. Это связано не только с тем, что параметры пара, генерируемого котлом-утилизатором, ниже, чем у энергетического парового котла, но и с тем, что паровая турбина ПГУ не имеет системы регенерации. А иметь её она в принципе не может, так как повышение температуры питательной воды приведет к еще большему снижению КПД котла-утилизатора.

Тем не менее при всем этом КПД ПГУ оказывается существенно более высоким, чем КПД классического паротурбинного конденсационного блока. Для того чтобы убедиться в этом, рассмотрим ПГУ с одноконтурной схемой (рис. 8.4), причем при рассмотрении будем принимать далеко не самые лучшие экономические показатели отдельных элементов оборудования ПГУ.

Рис. 8.4. Стадии преобразования теплоты топлива в электрическую энергию в одноступенчатой 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

197

Пусть в камере сгорания ГТУ сожжено некоторое количество природного газа, из которого получено Qкс = 100 МВт·ч теплоты.

Напомним, что 100 МВт·ч теплоты равны 360 000 МДж, или 360 ГДж, а при измерении в технической системе единиц 360 ГДж легко переводятся в Гкал путем деления на 4,1868 и получаем 86 Гкал. В свою очередь, 86 Гкал теплоты эквивалентны 12 285,7 т условного топлива с теплотой сгорания 7 000 Ккал/кг. Заметим, что при измерении величин тепловой и электрической энергии в МВт·ч расчеты становятся более просты и наглядны.

Рассмотрим стадии преобразования химической энергии топлива в электрическую энергию в одноступенчатой ПГУ утилизационного типа (рис. 8.4).

Допустим, что КПД ГТУ составляет 34 %. Это означает, что из 100 МВт·ч теплоты, полученной в результате сжигания топлива в КС, электрогенератор ГТУ выработает ЭГТУ = 34 МВт·ч электроэнергии, а в котел-утилизатор поступит Qку = Qкс – ЭГТУ = = 100 – 34 = 66 МВт ч тепловой энергии с уходящими из газовой турбины продуктами сгорания.

Примем КПД котла-утилизатора равным ηку = 85 %. Тогда в дымовую трубу из котла уйдет Qух = Qку (1 – ηку) = 66 (1 – 0,85) = = 9,9 МВт ч, а количество тепла QПТУ = Qку – Qух = 56,1 МВт·ч поступит в паротурбинную установку с электрогенератором для преобразования в электроэнергию. Пусть суммарный КПД паровой турбины и электрогенератора будет невелик, всего лишь ηПТУ = 0,3; тогда электрогенератор паровой турбины выработает

ЭПТУ = QПТУ ηПТУ = 56,1 0,3 = 16,83 МВт ч

электроэнергии.

Всего ПГУ выработает ЭПГУ = ЭГТУ + ЭПТУ = 34 + 16,83 = = 50,83 МВт ч электроэнергии, и, следовательно, КПД ПГУ составит ηПГУ = Э/Qкс = 0,5083, т.е. около 51 %.

Приведенные рассуждения позволяют получить простую формулу для определения КПД ПГУ утилизационного типа

ηПГУ = ηГТУ + (1 – ηГТУ) ηку ηПТУ.

(8.4)

Эта формула сразу же объясняет, почему ПГУ стали строиться лишь в последние 25 лет. Действительно, если, к примеру, взять ГТУ типа ГТ-100-ЗМ, которая выпускалась в 70-х гг. ХХ в., то ее КПД ηГТУ = 28,5 %, а температура продуктов сгорания за ГТУ tг = 398 °С. При такой температуре газов в котлеутилизаторе можно сгенерировать пар с температурой около 370 °С, и КПД паротурбинной установки будет составлять при-

198

мерно 14 %. Заметим, что КПД котла-утилизатора по приведенной выше формуле будут также заметно ниже: ηку = (370 – 100) / / (370 – 20) = 0,77. Тогда при КПД котла-утилизатора ηку = 0,77 КПД парогазовой установки составит

ηПГУ = 0,285 + (1 – 0,285) 0,77 0,14 = 0,362.

При таких значения КПД ПГУ целесообразнее построить обычный паротурбинный энергоблок сверхкритического давления (СКД) с КПД на уровне 40 – 42 %.

Строительство ПГУ стало экономически оправданным лишь после создания высокотемпературных ГТУ, которые не только обеспечили высокий КПД газовой турбины, но и создали условия для реализации паротурбинного цикла высокой экономичности.

Из выражения (8.3) можно получить практически универсальное соотношение между мощностями газотурбинной и паротурбинной частями ПГУ утилизационного типа

(NГТ / NПТ) = ηГТУ / (1 – ηГТУ) ηку ηПТУ ,

(8.5)

т.е. это отношение определяется только КПД элементов ПГУ. Для рассмотренного выше примера

(NГТ / NПТ) = 0,34 / (1 – 0,34) · 0,85 ∙ 0,3 = 2,02 ≈ 2,

т.е. мощность газотурбинной установки в ПГУ утилизационного типа примерно вдвое выше, чем мощность паровой турбины.

8.3. Классификация ПГУ

Выше рассмотрена ПГУ самого простого и самого распространенного типа – утилизационного. Однако многообразие ПГУ столь велико, что нет возможности рассмотреть их в полном объеме. Попытаемся выполнить их классификацию, которая, как и всякая классификация, будет условной.

ПГУ классифицируются на конденсационные и теплофикационные. Первые из них вырабатывают только электроэнергию, вторые – служат как для выработки электроэнергии, так и для отпуска тепловой энергии на теплофикацию.

По количеству рабочих тел, используемых в ПГУ, их делят на бинарные и монарные. В бинарных установках рабочие тела газотурбинного цикла (воздух и продукты горения топлива) и паротурбинной установки (вода и водяной пар) разделены.

В монарных установках рабочим телом газовой турбины является смесь продуктов сгорания и водяного пара.

199

Схема монарной ПГУ показана на рис. 8.5. Главное отличие этой схемы состоит в том, что в камеру сгорания ГТУ и затем в газовую турбину направляется смесь продуктов сгорания и перегретого пара, а паровая турбина в этой схеме отсутствует.

После прохождения газовой турбины эта смесь направляется в котел-утилизатор, в который подается вода питательным насосом 5. В котле-утилизаторе происходят термодинамические процессы преобразования воды в перегретый пар, который поступает в камеру сгорания 2 и смешивается с продуктами сгорания, образовавшаяся однородная смесь направляется в газовую

	(правильнее сказать – в парогазовую) турбину 3.
		Смешение			продук-
		тов сгорания с пере-
		гретым паром сделано
		в целях замены паром
		части воздуха, кото-
		рый обычно подается
		на вход газовой тур-
		бины	для	расхолажи-
		вания	продуктов			сго-
		рания	до	допустимой
		(по условиям прочно-
		сти деталей			газовой
		турбины)		температу-
		ры. Известно, что на
		привод		компрессора
		для сжатия воздуха в
		обычной ГТУ затрачи-
	Рис. 8.5. Принципиальная схема монарной	вается до 50 % мощ-
		ности	газовой		турби-
	ПГУ: 1 – компрессор; 2 – камера сгорания;
	3 – парогазовая турбина; 4 – котел-утили-	ны, тогда как в паро-
	затор; 5 – питательный насос; 6 – водопод-	турбинном цикле				на
	готовительная установка; 7 – электрогене-	подъём давления				во-
	ратор	ды питательным насо-

сом тратится всего несколько процентов от мощности паровой турбины. Поэтому в монарной схеме удается заменить значительное количество воздуха, который необходимо было бы сжимать в компрессоре, перегретым паром и тем самым значительно сократить затраты мощности на привод воздушного компрессора. Главным преимуществом монарных ПГУ с вводом перегретого пара в ГТУ является их компактность, которая связана

200

с отсутствием паровой турбины и её вспомогательного оборудования. Вместе с тем, поскольку газопаровая смесь, содержащая весь выработанный котлом пар, покидает котел-утилизатор, то тепло водяного пара (скрытая теплота парообразования), полученное им в котле и составляющее значительную величину, уходит в дымовую трубу. Таким образом, теряется не только теплота, но и пар, и поэтому в этой схеме ПГУ требуется наличие мощной водоподготовительной установки, способной восполнять потери пара в термодинамическом цикле.

Следует отметить, что электрический КПД монарных ПГУ заметно ниже, чем КПД ПГУ утилизационного цикла, и находится в диапазоне 40 – 44 %. Техническая трудность организации конденсации пара из парогазовой смеси и связанная с этим необходимость постоянной работы мощной водоподготовительной установки является главным недостатком ПГУ монарного типа. Отмеченные выше недостатки не позволили осуществить широкое внедрение монарных ПГУ ни в нашей стране, ни за рубежом.

Большинство парогазовых установок, работающих в настоящее время, относится к ПГУ бинарного типа. Существующие бинарные ПГУ можно разделить на несколько типов.

Утилизационные ПГУ. Этот тип ПГУ был ранее подробно рассмотрен. Главными преимуществами утилизационных ПГУ по сравнению с ПТУ являются высокая экономичность, существенно меньшие капиталовложения, малые вредные выбросы, высокая маневренность.

ПГУ с высоконапорным парогенератором (котлом) по-

казана на рис. 8.6. В такой ПГУ высоконапорный парогенератор (ВПГ) играет одновременно роль и энергетического котла ПТУ, и камеры сгорания ГТУ. Для этого в нем поддерживается высокое давление, создаваемое компрессором ГТУ. В ВПГ воздушным компрессором под высоким давлением подаётся воздух, топливным насосом впрыскивается жидкое дизельное топливо, там происходят реакции горения при полном использовании кислорода воздуха. Получающиеся в топке ВПГ продукты сгорания имеют температуру, недопустимую для газовой турбины, поэтому в парогенераторе дымовые газы охлаждаются, отдавая теплоту воде, пароводяной смеси и водяному пару в поверхностях нагрева. Полученный перегретый пар затем направляется в паровую турбину. Остывшие в ВПГ до определенной температуры продукты сгорания поступают в газовую турбину, после прохождения которой направляются в газовый подогреватель кон-

201

денсата (ГПК), где охлаждаются, отдавая теплоту воде,

		направляемой			в	ВПГ.
		Температура				газов,
		уходящих		в дымовую
		трубу, такая же, как и в
		обычных газомазутных
		паровых котлах, т.е.
		100 – 140 оС.
		Экономия топлива в
		такой	установке			зави-
		сит	от	соотношения
		мощностей ГТУ и ПТУ.
		В России в 70-х годах
		ХХ столетия на Не-
		винномысской				ГРЭС
		была	построена			одна
		ПГУ с ВПГ мощностью
		200 МВт,		обеспечива-
	Рис. 8.6. Схема ПГУ с высоконапорным	ющая	экономичность
		на уровне 36,9 %. В
	парогенератором: 1 – компрессор; 2 - вы-
		настоящее				время
	соконапорный парогенератор; 3 – газовая
		строительство			ПГУ		с
	турбина; 4 – паровая турбина; 5 – элек-
		высоконапорными					па-
	трогенератор; 6 – конденсатор; 7 – пита-
		рогенераторами				при-
	тельный насос; 8 – газовый подогрева-
	тель конденсата	знано	нецелесообраз-

ным.

ПГУ с «вытеснением» регенерации. Идея такой ПГУ со-

стоит в том, что регенеративные подогреватели отключаются от паровой турбины, а для подогрева питательной воды энергетического котла используется тепло уходящих газов ГТУ.

На рис. 8.7 показано, как работает ПГУ с «вытеснением» регенерации. В этой схеме группы ПНД 4 и ПВД 7 байпасируются по конденсату и питательной воде и вместо пара из отборов турбины для подогрева конденсата и питательной воды используются продукты сгорания из газовой турбины, которые нагревают конденсат и питательную воду в соответствующих газовых подогревателях 9 и 8. Сэкономленный пар отборов служит для выработки дополнительной мощности в паровой турбине. При этом теплота конденсации сэкономленного пара теряется в конденсаторе, а не возвращается питательной воде. Поэтому выигрыш в экономичности возникает только тогда, когда эта потеря

202

Рис. 8.7. Принципиальная схема ПГУ с вытеснением регенерации: 1 – энергетический котел; 2 – конденсатор; 3 – конденсатный насос; 4 – группа ПНД; 5 – деаэратор; 6 – питательный насос; 7 – группа ПВД; 8 – газовый подогреватель питательной воды; 9 – газовый подогреватель конденсата; 10 – промежуточный пароперегреватель; 11 – запорная арматура

будет меньше, чем экономия топлива за счет уменьшения потери теплоты с уходящими газами из газовой турбины.

Кроме того, увеличение расхода пара через проточную часть приведет к нерасчетным режимам работы паровой турбины и уменьшению внутреннего относительного КПД турбины, что также негативно скажется на экономичности всей ПГУ.

Следует отметить, что эта схема очень удобна для быстрого получения пиковой мощности. При необходимости быстрого получения пиковой мощности, ввод ГТУ в работу

позволяет это сделать за несколько минут. Кроме того, пуск ГТУ приводит к увеличению мощности паровой турбины вследствие отключения отборов пара и увеличения пропуска пара через проточную часть турбины.

ПГУ с вытеснением регенерации дает меньшую экономию топлива по сравнению с утилизационными ПГУ, однако она позволяет надстроить паротурбинный энергоблок ТЭС с минимальным количеством монтажных работ и, следовательно, по самому экономичному сценарию.

203

ПГУ со сбросом уходящих газов ГТУ в энергетический ко-

тел. Часто такие ПГУ называют кратко сбросными. В них тепло уходящих газов ГТУ, содержащих достаточное количество кислорода, направляется в энергетический котел (рис. 8.8), замещая в нем воздух, подаваемый дутьевыми вентиляторами котла

		из атмосферы. При
		этом отпадает необ-
		ходимость			в	возду-
		хоподогревателе
		котла, так как ухо-
		дящие		газы		ГТУ
		имеют высокую тем-
		пературу.
		Главным				пре-
		имуществом				сброс-
		ной схемы является
		возможность				ис-
		пользования в паро-
		турбинном			цикле в
		паровом энергетиче-
		ском	котле		недоро-
	Рис. 8.8. Схема сбросной ПГУ: 1 – энергети-	гих	энергетических
		углей, а также мазу-
	ческий котел; 2 – паровая турбина; 3 – кон-
	денсатор; 4 – конденсатный насос; 5 – группа	та. В сбросной ПГУ
	ПНД; 6 – деаэратор;7 – питательный насос;	топливо		направля-
	8 – воздушный компрессор; 9 – камера сгора-	ется не только в ка-
	ния; 10 – газовая турбина; 11 – группа ПВД	меру	сгорания ГТУ,

но и в энергетический котел (рис. 8.8), причем ГТУ работает на легком топливе, как правило, на природном газе, а энергетический котел – на любом топливе, в том числе мазуте или угле.

Всбросной ПГУ реализуются два термодинамических цикла.

Впервом парогазовом цикле химическая энергия топлива, поступившая в камеру сгорания ГТУ, преобразуется сначала в теплоту высокотемпературных продуктов сгорания, а затем в электроэнергию, так же, как и в утилизационной ПГУ, т.е. с КПД на уровне 50 – 52 %. Во втором паротурбинном цикле теплота, поступившая в энергетический котел и далее в паровую турбину, преобразуется, как в обычном паротурбинном цикле, т.е. с КПД на уровне 40 %. При рассмотрении двух циклов, осуществляемых в сбросной схеме, необходимо провести анализ работы газотурбинной и паротурбинной частей ПГУ.

204

Определим на первом этапе анализа, что при сжигании единицы топлива в камере сгорания ГТУ в неё подается определенное количество воздуха, необходимое для сгорания этого топлива. В дальнейшем для снижения температуры продуктов сгорания на входе в газовую турбину подается заметно большее количество воздуха для расхолаживания продуктов сгорания. Таким образом, продукты сгорания, перемешавшись с воздухом, несут в себе достаточно большое для дальнейшего использования в качестве окислителя количество кислорода.

Далее на втором этапе анализа определим, что работа сбросной схемы ПГУ основана на использовании в качестве окислителя для сжигания топлива в паровом котле кислорода, содержащегося в продуктах сгорания на выходе из газовой турбины. Отметим, что в среднем количество воздуха, необходимое для сжигания топлива в КС, примерно в 1,5 – 2,5 раза меньше, чем количество воздуха, необходимое для снижения температуры продуктов сгорания на входе в газовую турбину.

На третьем этапе определяем количественные показатели работы ПГУ по сбросной схеме. Примем, что в КС ГТУ направляется 100 МВт ч химической энергии топлива. При КПД ГТУ равной 36 % электрический генератор газовой турбины будет вырабатывать мощность 36 МВт ч, а остальные 64 МВт ч тепловой энергии будут направлены в паровой котел (ПК). Далее можно предположить, что количество воздуха, направляемое на расхолаживание продуктов сгорания перед газовой турбиной, примерно в 1,5 раза больше, чем количество воздуха, направляемое на окисление топлива в камере сгорания ГТУ. Следовательно, в ПК будет направлено такое количество окислителя, которое способно поддержать процесс горения в 1,5 раза большего количества условного топлива, чем в КС ГТУ, т.е. в ПК можно преобразовать QПТУ = 150 МВт ч химической энергии топлива в тепловую энергию перегретого пара.

Баланс воздуха в сбросной ПГУ можно представить исходя из его схемы движения на рис. 8.8. На вход компрессора подается воздух с коэффициентом избытка αВК ≈ 2,51, который затем направляется в КС с αКС ≈ 1,01, а остальной воздух с αГТ ≈ 1,5 проходит мимо КС на охлаждение элементов проточной части газовой турбины, сохраняет в своём составе кислород и используется для окисления топлива в ПК.

205