Начертательная
Математика
Лабораторные
Электротехника
Конструирование
Примеры
Физика
Электрические сети

Инженерная графика

Курсовая
ТОЭ
Энергетика
Черчение
Практика
Расчеты
На главную

Малая теплоэнергетика

Парогазовые установки электростанций.

Проблемы использования энергоносителей в теплоэнергетике

Основным направлением научно-технического прогресса (НТП) в теплоэнергетике (в области превращения тепла в работу) является:

повышение средней температуры подвода тепла в теплосиловой цикл;

снижение средней температуры отвода тепла из цикла.

Практическая реализация данных направлений НТП в значительной мере зависит от вида применяемых энергоносителей.

Известно, что в теплоэнергетике широко используется такой энергоноситель, как водяной пар. Однако при его применении первое направление решается с большими трудностями – необходимо повысить не только температуру, но и давление рабочего тела. Поэтому каждая очередная ступень повышения начальных параметров пара в теплоэнергетике требует решения очередной металлургической проблемы – создание нового высокопрочного, температуроустойчивого конструкционного металла для изготовления котлов и турбин.

АЭС с быстрыми реакторами Рециркуляционный режим. Примером использования режима рециркуляции газа в замкнутой газовой системе, включающей угольный фильтр и очищаемую газовую полость, являются реакторы на быстрых нейтронах с натриевым теплоносителем.

Не случайно, что за весь XX в. средняя температура подвода тепла в цикл паросиловых установок повышена только на 68 К (с 590 К до 658 К), что соответствует переходу от начальных параметров пара 9 МПа и 535 °С до 24 МПа и 540 °С. В то же время при использовании водяного пара сравнительно просто решается вопрос снижения температуры отвода тепла из цикла путем применения для этой цели холодной циркуляционной воды или теплоносителя из обратного теплопривода тепловой сети.

Одним из путей, способствующих совершенствованию циклов превращения тепла в работу, является использование энергоносителей в соответствии с их физическими свойствами.

Газ, как один из энергоносителей, существенно просто решает проблему повышения средней температуры подвода тепла в теплосиловой цикл, так как не нужно повышать его давление. Однако при его использовании усложняется вопрос решения второго направления НТП – снижение температуры отработавшего тепла, отводимого из цикла. Надо увеличить степень изменения давления в компрессоре и турбине, а это вызывает повышенные внутренние потери в этих машинах из-за процессов сжатия и расширения. Одним из оптимальных решений этой проблемы НТП является применение парогазовых установок (ПГУ), в которых для реализации высокотемпературной части цикла используется газ, а для низкотемпературной части цикла – водяной пар.

Газовые турбины

Рабочим телом в газовых турбинах является смесь продуктов сгорания топлива с воздухом (газы), поступающая в турбину при высокой температуре из камеры сгорания. Схема газотурбинной установки (ГТУ) приведена на рис. 2.11. На одном валу с газовой турбиной помимо электрического генератора находится воздушный компрессор, сжимающий холодный воздух.

Сжатый в компрессоре воздух и топливо поступают в камеру сгорания. Если в камеру сгорания подавать воздуха ровно столько, сколько нужно для полного сгорания топлива, то продукты сгорания будут иметь температуру более 2000 °С, что недопустимо по условиям прочности и нестойкости элементов турбины. Для того чтобы снизить температуру газа до приемлемого уровня (750–770 °С), в камеру сгорания подают в 3,5–4,5 раза больше воздуха, чем нужно для сгорания топлива.

Из камеры сгорания горячие газы поступают в турбину, где они расширяются примерно до атмосферного давления, совершая работу, и затем выбрасываются через дымовую трубу. Принципиальная схема
ГТ-750-100-2 мощностью 100 МВт представлена на рис. 2.12.

Рис. 2.11. Схема газотурбинной установки

На рисунке обозначено: ВК − воздушный компрессор; ГТ − газовая турбина; ГЭТ − генератор электрического тока; ТН − топливный насос; ПМ − пусковой мотор; КС − камера сгорания.

Рис. 2.12. Принципиальная схема ГТ-750-100-2 мощностью 100 МВт

На рисунке обозначено: 1 − компрессор высокого давления: 2 − камера сгорания высокого давления; 3 − камера сгорания низкого давления;
4 − компрессор низкого давления; 5 − электрогенератор; 6 − турбина низкого давления; 7 − воздухоохладитель; 8 − турбина высокого давления.

3.2. Классификация ПГУ, их типы,

преимущества и недостатки

Ранее была рассмотрена ПГУ самого простого и самого распространенного типа − утилизационного. Однако многообразие ПГУ столь велико, что нет возможности рассмотреть их в полном объеме. Поэтому далее рассмотрим основные типы ПГУ, интересные либо с принципиальной, либо с практической точки зрения. Одновременно попытаемся выполнить их классификацию, которая, как и всякая классификация, будет условной.

По назначению ПГУ подразделяют на конденсационные и теплофикационные. Первые из них вырабатывают только электроэнергию, вторые служат и для нагрева сетевой воды в подогревателях, подключаемых к паровой турбине.

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 турбины является смесь продуктов. Схема монарной ПГУ показана на рис. 2.13.

Выходные газы ГТУ направляются в котел-утилизатор, в который подается вода питательным насосом 5. Получаемый на выходе пар поступает в камеру сгорания 2, смешивается с продуктами сгорания, и образующаяся однородная смесь направляется в газовую (правильнее сказать, в парогазовую) турбину 3. Смысл этого понятен: часть идущего из воздушного компрессора воздуха, служащая для уменьшения температуры рабочих газов до допустимой по условиям прочности деталей газовой турбины, замещается паром, на повышение давления которого питательным насосом в состоянии воды затрачивается меньше энергии, чем на повышение давления воздуха в компрессоре. Вместе с тем, поскольку газопаровая смесь покидает котел-утилизатор в виде пара, то тепло конденсации водяного пара, полученное им в котле и составляющее значительную величину, уходит в дымовую трубу.

Рис. 2.13. Принципиальная схема монарной ПГУ

На рисунке обозначено: 1 − компрессор; 2 − камера сгорания; 3 − парогазовая турбина; 4 − котел-утилизатор; 5 − питательный насос.

Техническая трудность организации конденсации пара из парогазовой смеси 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 INIECTED GAZ TURBINE). Их строит в основном фирма GENERAL ELECTRIC в комбинации с ГТУ сравнительно малой мощности.

В табл. 2.5. приведены данные фирмы GENERAL ELECTRIC, иллюстрирующие увеличение мощности и КПД двигателей при использовании впрыска пара. Видно, что при впрыске пара и мощность, и КПД растут.

Однако отмеченные ранее недостатки не привели к широкому распространению монарных ПГУ, по крайней мере, для целей производства электроэнергии на мощных ТЭС.

Таблица 2.5.

Модуль

ГТУ

Мощность двигателя, МВт

КПД двигателя, %

без ввода пара

при вводе пара

без ввода пара

при вводе пара

LМ 1600

LM 2500

LМ 5000

13,0

22,2

33,1

16,7

26,5

51,9

34

35

36

40

39

43

На Южно-турбинном заводе (г. Николаев, Украина) построена демонстрационная монарная ПГУ мощностью 16 МВт.

Большинство ПГУ относится к ПГУ бинарного типа. Существующие бинарные ПГУ можно разделить на пять типов.

Утилизационные ПГУ. В этих установках тепло уходящих газов утилизируется в котлах-утилизаторах с получением пара высоких параметров, используемого в паротурбинном цикле. Главными преимуществами утилизационных ПГУ по сравнению с ПТУ являются высокая экономичность (в ближайшие годы их КПД превысит 60 %), существенно меньшие капиталовложения, меньшая потребность в охлаждающей воде, малые вредные выбросы, высокая маневренность. Как уже было сказано, утилизационные ПГУ требуют высокоэкономичных высокотемпературных газовых турбин с высокой температурой уходящих газов для генерирования пара высоких параметров для паротурбинной установки (ПТУ). Современные ГТУ, отвечающие этим требованиям, пока могут работать либо на природном газе, либо на легких сортах жидкого топлива.

ПГУ со сбросом выходных газов ГТУ в энергетический котел. Часто такие ПГУ называют кратко сбросными, или ПГУ с низконапорным парогенератором (рис. 2.14). В них тепло уходящих газов ГТУ, содержащих достаточное количество кислорода, направляется в энергетический котел, замещая в нем воздух, подаваемый дутьевыми вентиляторами котла из атмосферы. 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 недорогих энергетических твердых топлив. В сбросной ПГУ топливо направляется не только в камеру сгорания ГТУ, но и в энергетический котел (рис. 2.14), причем ГТУ работает на легком топливе (газе или дизельном топливе), а энергетический котел – на любом топливе. В сбросной ПГУ реализуется два термодинамических цикла. 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 составляет примерно

ηпгу=2/3·40 + 1/3·50 = 43,3 %,

т.е. существенно меньше чем утилизационной ПГУ. 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.

Рис. 2.14. Схема сбросной ПГУ

На рисунке обозначено: 1 − энергетический котел; 2 − паровая турбина; 3 − конденсатор; 4 − питательный насос.

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.

ПГУ с «вытеснением» регенерации. Идея такой ПГУ состоит в том, что регенеративные подогреватели отключаются от паровой турбины, а для подогрева питательной воды энергетического котла используется тепло уходящих газов ГТУ (рис. 2.15). Сэкономленный пар отборов служит для выработки дополнительной мощности в паровой турбине.

Рис 2.15. Принципиальная схема ПГУ с вытеснением регенерации

На рисунке обозначено: 1 − энергетический котел; 2 − деаэратор; 3 − конденсатор; 4 − группа ПНД; 5 − питательным насос; 6 − группа ПВД; 7 − газовый подогреватель конденсата низкого давления; 8 − газовый подогреватель конденсата высокого давления; 9 − конденсатный насос.

При этом теплота конденсации сэкономленного пара теряется в конденсаторе, а не возвращается питательной воде. И выигрыш в экономичности в этом случае возникает тогда, когда эта потеря будет меньше чем экономия топлива за счет уменьшения потери теплоты с уходящими газами ГТУ. ПГУ с вытеснением регенерации дает наименьшую экономию топлива (около 4 %), однако позволяет надстроить паротурбинный энергоблок с минимальными переделками.

Схема ПГУ с высоконапорным парогенератором (котлом) показана на рис. 2.16. 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. Для повышения экономичности перед ВПГ устанавливается газовый подогреватель конденсата ГПК, уменьшающий температуру уходящих газов ГТУ.

Рис. 2.16. Схема ПГУ с высоконапорным парогенератором (котлом)

 

Экономия топлива в такой установке также зависит от соотношения мощностей ГТУ и ПТУ и находится на таком же уровне, как и у сбросных ПГУ. В России на Невинномысской ГРЭС построена одна ПГУ с ВПГ мощностью 200 МВт, обеспечивающая экономичность на уровне 36,9 %. Сейчас она маркируется как ПГУ-170 с паровой турбиной К-145-130 и ГТУ ГТ-25-710. В 1998 г. ПГУ имела коэффициент использования установленной мощности 65 % при удельном расходе условного топлива 352,4 г/(кВт·ч), т.е. при КПД 34,7 %.

Серьезную проблему для ПГУ с ВПГ представляет износ проточной
части газовой турбины под действием продуктов коррозии внутренней
части парогенератора.

В комбинированной ПГУ с низконапорным парогенератором (рис. 2.17) высокотемпературные газы после ГТУ (450–500 °С) поступают в топку котла, туда же дополнительно поступает подготовленное для сжигания котельное топливо и часть горячего воздуха. Другая часть горячего воздуха используется для подогрева поступающей в котел воды. В этой схеме паротурбинная часть установки может работать как самостоятельно (при остановленной газовой турбине), так и в комбинированном варианте. Газотурбинная установка используется для выработки дополнительной электроэнергии в часы пиковой нагрузки. Она обладает высокой маневренностью, быстрым набором мощности (пуск в работу на полную мощность за несколько минут) и работает от 500 до 2 000 часов в году. Низконапорный парогенератор (паровой котел) может работать на твердом топливе или мазуте, газовая турбина − на природном газе или жидком топливе.

Рис. 2.17. Комбинированная ПТУ с низконапорным парогенератором

На рисунке обозначено: 1 – забор воздуха; 2 – компрессор; 3 – ввод топлива; 4 – газовая турбина; 5 – камера сгорания; 6 – паровой котел;
7 – газовый тракт; 8 – паровой тракт; 9 – замкнутый воздушный контур; 10 – дутьевой вентилятор; 11 – воздухоподогреватель; 12 – паровая турбина; 13 – электрогенератор; 14 – конденсатор; 15 – конденсатный насос; 16 – водно-воздушный теплообменник (регенератор); 17 – запорное устройство (задвижка).

Схема комбинированной ПГУ с использованием высоконапорного парогенератора, который вырабатывает пар высоких параметров (р = 13,8 МПа; Т = 545 °С) и обеспечивает работу паровой турбины, показана на рис. 2.18.

Рис. 2.18. Принципиальная схема ПГУ с высоконапорным котлом

На рисунке обозначено: 1 – забор воздуха; 2 – компрессор; 3 – ввод топлива; 4 – газовая турбина; 5 – камера сгорания; 6 – паровой котел;
7 – газовый тракт; 8 – паровой тракт; 9 – замкнутый воздушный контур; 10 – дутьевой вентилятор; 11 – воздухоподогреватель; 12 – паровая турбина; 13 – электрогенератор; 14 – конденсатор; 15 – конденсатный насос; 16 – водно-воздушный теплообменник (регенератор); 17 – запорное устройство (задвижка); 18 − водогазовый теплообменник (регенератор).

Продукты сгорания после прохождения поверхностей парогенератора с достаточно высоким давлением 0,8−1 МПа и температурой 750 − 800 °С направляются к газовой турбине, которая дополнительно вырабатывает электрическую энергию. В результате такого сочетания более эффективно используется тепловая энергия топлива для получения электроэнергии. КПД комбинированной ПГУ на 4–6 % выше обычного паротурбинного энергоблока, снижаются капиталовложения в установку.

Чрезмерная подача воздуха снижает температуру газов в топке, понижает устойчивость горения, увеличивает потери с уходящими газами и затраты на привод дымососов и дутьевых вентиляторов. Поэтому при ведении топочного процесса необходимо: постоянно наблюдать за состоянием горелочных устройств, пылепроводов, обмуровки; осматривать топку, ширмы, фестон, пароперегреватель (для предупреждения шлакования);

Теплоэнергетика

Архитектура ПК
Примеры задач
Физика
Лабораторные
Теория механизмов
Математика