Парогазовые установки

В рассмотренных выше паротурбинных циклах температура отвода теплоты низкая (при рк — 3 н- 5 кПа Тк = 297 -н 306 К) и понижение ее или невозможно по условиям водоснабжения электростанции, или технико-экономически нецелесообразно. Повышение эквивалентной температуры подвода теплоты по сравнению с широко распространенными параметрами с пром-перегревом (24 МПа, 540/540° С) для цикла с двукратным промперегревом и реальном росте параметров дает относительно небольшой выигрыш в КПД (рис. 1.28). Одновременно существенно усложняется конструкция оборудования энергоблока, в первую очередь котла, требуется решение ряда металловедческих, металлургических, технологических и конструкторских задач для обеспечения требуемых показателей надежности и маневренное I и, т. е. возможности длительной работы при частых пусках — остановках, быстрых изменениях нагрузки.

В настоящее время в эксплуатации находятся и разрабатываются крупные энергетические газотурбинные установки (ГТУ) с начальной, перед турбиной, температурой газа до /0г= 1100-н-1250° С. Однако эти ГТУ из-за высокой температуры на выходе 11т — 500-^550° С (если ее не использовать для внешнего теплового потребителя) при обычно применяемых простых схемах работают с низким КПД — 31—37%, который заметно меньше, чем характерный для энергоблоков паротурбинных ТЭС, где он равен 38—40%.

Очевидно, что сочетание газо- и паротурбинных установок при высокой температуре подвода теплоты, присущей ГТУ, и низкой температуре отвода теплоты, характерной для ПТУ, позволяет существенно повысить КПД теплосилового цикла. Сочетание ГТУ и ПТУ в такой комбинированной, парогазовой установке (ПГУ) может быть нескольких видов. Рассмотрим некоторые типы ПГУ, нашедшие наибольшее распространение в энергетике. Проанализируем сначала экономичность ПГУ, которая характеризуется г|пгу:

— суммарный подвод теплоты в ПГУ;. () гту — то

же, но необходимое только для работы ГТУ; (?пту — теплота, подводимая к паросиловой части установки; Л/>ту и Л^пту — электрические мощности газо- и паротурбинного агрегатов; Л гту и Л пту — КПД соответственно ГТУ и ПТУ.

и имеющего температуру /2г-

—КПД котла-утилизатора — зависит, главным образом, от температуры уходящих газов /ух и приближенно равен

  В некоторых случаях

определяется условиями надежности котла, так, например, при использовании жидкого топлива во избежание низкотемпературной коррозии

От температур на входе в газовую турбину г0г, на входе в компрессор гнар, КПД турбомашин — компрессора и собственно газовой турбины, других потерь в ГТУ, степени повышения давления в ней, тепловой схемы ГТУ зависит Лгту-

  Следовательно, подогрев питательной воды

будет зависеть от температуры конденсата,

т. е. от давления в конденсаторе рк. Как и для обычных ПТУ, повышение этого давления ведет к снижению Ппсу> однако

  в существенно меньшей степени зависит от рк. Поэтому часто рассматриваемые типы ПТУ проектируются на относительно худший вакуум в конденсаторе: даже при низкой температуре охлаждающей воды на давление /7к = 6ч-8кПа.

  причем

, при котором г|псу будет наивысшим, хотя

  довольно полога, что позволяет

выбирать р0п в широких пределах, сообразуясь с конструкциями паровой турбины, котла, конденсатора. При температуре газа за газовой турбиной г2г = 425 ч-520° С, что соответствует *Ог = 950-н 1100° С,      оптимальное        давление               невелико:

р0п — 2^-7 МПа. В связи с этим очевидно, что нет необходимости во вторичном перегреве, выигрыш в экономичности от которого будет очень мал, а влажность в конце расширения пара в турбине не представляется эрозионноопасной.

. Это объясняется тем, что положительное

!.

, но и к более высокой

В ПТУ с котлом-утилизатором и невысокими параметрами пара перед паровой 1урбиной мощность газовой турбины превосходит мощность паровой турбины. Так, например, при (Ог = \00 С, г2г=520°С, />Оп=5,0МПа оказывается, что N^/N^^2 [58].

, из формулы (1.43) получим

, а сначала работает с *0г — 950е С, то, чтобы

использовать без изменения паросиловую часть, при пониженной г0г необходимо дожигание газа и у = 0,17. Такая величина V мало скажется на выборе параметров ПТУ, однако приведет на 1,5% к снижению экономичности ПГУ при той же /0г = 950° С [52]

В табл. 1.2 представлены расчетные показатели ПТУ с котлом-утилизатором на базе турбин ГТ-150ЛМЗ.

Оптимальные параметры элементов ПГУ с котлом-утилизатором и полным использованием бинарности цикла, т. е. без дожигания, при высокой температуре (/Ог=1100н-1200е С) и высокой экономичности элементов ПГУ позволяют получить КПД турбоустановки нетто, равный 47—52%. Такие ПГУ могут работать и без паровой турбины, т. е. они превращаются в чистые ГТУ. Однако работа ПТУ без ГТУ в этом случае невозможна. Этого недостатка не имеет ПГУ с дожиганием.

До последнего времени широко использовалась схема ПГУ со сбросом газа в котел (рис. 1.34, в и 1.35,6). Экономичность такого типа ПГУ по сравнению с рассмотренными выше схемами ПГУ с котлом-утилизатором

будет заметно (на 5—8%) ниже, что объясняется меньшей степенью бинарности и меньшей долей мощности газотурбинного агрегата.

выше, чем для ПТУ. Такого рода

ПГУ целесообразно применять, когда в котле предполагается сжигать топливо, непригодное для ГТУ.

Наконец, возможна схема ПГУ с прямым подводом части теплоты топлива не только в ГТУ, но и в ПТУ из линии между компрессором и газовой турбиной. Для этого используется специальный, так называемый высоконапорный парогенератор (ВПГ).

Паротурбинной установкой в такого типа ПГУ (рис. 1.34, г) может быть обычная, применяемая в паросиловых ТЭС. Достоинством ПГУ с ВПГ является уменьшение масс и габаритов и, следовательно, металлоемкости котельных поверхностей, находящихся под повышенным давлением. Это уменьшение будет тем большим, чем меньше бинарность цикла ПГУ, т. е. чем меньше доля мощности газотурбинного агрегата. Очевидно, что при этом по сравнению с ПГУ с котлом-утилизатором экономичность ПГУ будет ниже. Конструктивно ПГУ с ВПГ менее надежны, и в них невозможна автономная работа ПТУ.

Одной из важнейших задач конструирования и эксплуатации ПГУ является проблема использования для них не специального газотурбинного топлива, а продуктов газификации угля. Такая опытно-промышленная установка с внутрицикловой газификацией создается на одной из ТЭЦ. В установку входят газотурбинный агрегат ХТЗ мощностью 45 МВт, высоконапорный парогенератор паропроизводительностью 180кг/с и теплофикационная паровая турбина Т-180/210-12,8 ЛМЗ.