Принципиальные схемы и элементы парогазовых установок

Опытные парогазовые установки появились в начале XX в. Их создание связано с именами П.Д. Кузьминского (Россия), Хольцварта, Шюле (Герма­ния), А.Н. Ложкина (ЦКТИ, Россия) и специалистами фирмы «Браун—Бовери» (Швейцария).

В 60-х годах XX в. начался бурный рост и практическое осушествлеиие целого ряда парогазовых установок (фирмы General Electric США, АВВ, Швейцария—Швеция, Siemens, Германия, Alstom, Великобрита­ния и др.)- Мощность парогазовых установок составляет от 5 до 700 МВт при КПД производства электроэнергии в конденсационном режиме 50— 60 %. Это единственные конденсационные ТЭС с такими высокими энерге­тическими показателями.

В энергетике реализован ряд тепловых схем ПГУ, имеющих свои особенно­сти и различия в технологическом процессе. Ниже рассмотрены примеры про­стейших тепловых схем ПГУ и их термодинамические циклы в Т, s-диаграмме.Наибольшее распространение получили ПГУ с котлом-утилизатором (рис. 1). В них выходные газы ГТУ направляются в котел-утилизатор, где значительная часть теплоты (процесс 4 —5) передается пароводяному рабочему телу и генерируется перегретый пар, который поступает в паровую турбину. В итоге общая.электрическая мощность ПГУ

N^э_{пгу =} N^э_{г +} N^э_п

где N^э_ги N^э_п — электрические мощности газовой и паровой ступеней уста­новки, увеличивается по отношению к электрической мощности ГТУ на 40—50 %, соответственно возрастает экономичность всей установки. Потеря теплоты с выходными газами ограничивается только площадью 1'—1—5—5'. Для максимальной утилизации теплоты этих газов в котле-утилизаторе под­держивают минимальные значения температурных напоров Ө₁и Ө₂ при этом температура уходящих газов котла колеблется в диапазоне 80—140 °С (при работе на природном газе). Имеет место равенство тепловых потоков, эквивалентных площадям 5'—b—с—d—f' и 5'—5—4—4 ', что определяет относительный расход пара, кг/кг:

d = D_п/G_г = c_рг (Т₄-Т₅)/h_e-h_a

где D_п— абсолютный расход пара; G_г — масса газа; c_рг — удельная тепло­емкость газа при постоянном давлении р.

Уменьшение потерь теплоты с уходящими газами котла-утилизатора q²_г и

в конденсаторе ПТУ q ²_п,а также увеличение удельного расхода пара повы­шает экономичность ПГУ.

Электрический КПД ПГУ брутто с КУ можно определить по формуле

η^э_пгу = N^э_{г +} N^э_п/Q^с_г

где Q^с_г— теплота сгорания сжигаемого в камере сгорания ГТУ топлива, кВт.

Рис. 1 - Простейшая тепловая схема (а) и цикл Брайтона—Ренкина в Т -s диаграмме (б) ПГУ с котлом-утилизатором.

ОК — осевой компрессор; КС — камера сгорания; ГТ — газовая турбина; ЭГ — электрогенера­тор; ГТУ — газотурбинная установка; КУ — котел-утилизатор; ПТУ — паротурбинная установка;

КД —конденсатор, H—насос; N^э_ги N^э_п —электрические мощности ГТУи ПТУ; Q^с_г—тепло­та сжигаемого в ГТУ топлива, Ө₁и Ө₂— недогревы среды; q₁ — удельное количество подво­димой в ГТУ теплоты, q²_г, q ²_п -удельное количество отводимой теплоты соответственно в конденсаторе с паром и в атмосферу с газами.

В определенных случаях в целях стабилизации параметров рабочих тел в рассмотренной выше ПГУ и увеличения ее мощности в схеме, представлен­ной на рис. 1, можно применить дожигание топлива в среде выходных га­зов ГТУ на входе КУ (рис. 2). Для ПГУ с КУ и дожиганием топливо элек­трический КПД определяется из соотношения

η^э_пгу = N^э_{г +} N^э_п/Q^с_г+Q^c_д

где Q^c_д — теплота сгорания топлива, дополнительно сжигаемого в камере дожигания перед КУ, кВт.

Выходные газы ГТУ представляют собой горячий воздух, забалластиро­ванный продуктами сгорания топлива. Это связано с формированием в камере сгорания ГТУ начальной температуры газов перед газовой турбиной (ГТ) (добавлением воздуха).

В итоге в зависимости от начальной температуры из­быток воздуха в газах за ГТУ а_ух = 2,5—5, объемная концентрация кислоро­да С_о = 13—16 % и температура выходных газов Т₄ = 450—630 °С.

Это по­зволяет создать тепловую схему ПГУ со сбросом газов ГТУ в топочную ка­меру энергетического котла. Технический процесс в ПГУ со сбросом газов ГТУ в топку парового котла (в сбросных ПГУ) обладает рядом особенностей, о которых речь пойдет дальше.

Рис. 2. Простейшая тепловая схема (а) а цикл Брайтова—Ренкина (б) в Т, s-диаграмме ПГУ с КУ и дожиганием топлива (обозначение см. подпись к рис. 1).

Простейшая тепловая схема такой ПГУ при­ведена на рис. 3. Выходные газы ГТУ направляются в горелки энергетиче­ского парового котла, где они используются в качестве окислителя. Это об­стоятельство позволяет отказаться от воздухоподогревателя котла и от дуть­евых вентиляторов. В паровом котле можно сжигать органическое топливо любого вида с учетом его реакционной способности. Для охлаждения дымо­вых газов котла (их количество возрастает на 30—40 %) до приемлемой тем­пературы в его хвостовой части взамен воздухоподогревателя устанавлива­ют теплообменник, питаемый частью основного конденсата и питательной водой ПТУ. Технологическое преимущество данной схемы ПГУ заключается в возможности обеспечить автономный режим работы газовой и паровой частей установки. Ее электрический КПД можно определить по формуле

η^э_пгу = N^э_{г +} N^э_п/Q^с_г+Q^c_п

Рис. 3. Простейшая тепловая схема (а) и цикл Брайтона—Ренкина (б) в Т, s-диаграмме ПГУ сбросного типа

Парогазовые установки с параллельной схемой работы (рис. 4) в по­следние годы применяют достаточно часто. Выходные газы ГТУ направля­ются в КУ, где генерируется перегретый пар высокого или среднего давле­ния. Пар поступает в головную часть паровой турбины либо в горячую иитку промежуточного перегрева. В обоих случаях он смешивается с паром, гене­рируемым в энергетическом паровом котле. Паровую нагрузку котла при этом несколько снижают, поддерживая номинальную или максимально воз­можную нагрузку паровой турбины. В хвостовой части КУ ГТУ размещают теплообменники, в которые подается часть основного конденсата и пита­тельной воды ПТУ для снижения температуры уходящих газов. Значитель­ным преимуществом установки является возможность достаточно просто перейти к автономной работе газовой и паровой частей ПГУ которые связаны между собой только трубопроводами пара и воды, для этого достаточно пе­рекрыть клапаны I, VIи VII. Установка дает дополнительную возможность работы по схеме ПГУ с КУ при отключенном энергетическом котле.

При этом закрывают клапаны I I — I V, VIIи IX, а открытыми остаются клапаны I, V, VIи VIII. В этом режиме паровая турбина работает только на паре, генери­руемом в КУ, а ее нагрузка соответственно занижена.

Преимущество ПГУ с параллельной схемой заключается в возможности сжигать в энергетическом паровом котле органическое топливо любого ви­да по обычной схеме. Электрический КПД ПГУ можно определить по фор­муле

η^э_пгу = N^э_{г +} N^э_п/Q^с_г+Q^c_п

Рис. 4. Простейшая ПГУ с параллельной схемой работы

Одной из первых ПГУ, применяемых а энергетике, была ПГУ с высокона­порным парогенератором (рис. 5). Ее особенность — наличие общей ка­меры сгорания газовой и паровой частей ПГУ, функции которой выполняет высоконапорный парогенератор (ВПГ). Технологический процесс ГТУ раз­делен. Сжатый воздух после компрессора поступает в ВПГ, куда подается для сжигания топливо. Дымовые газы генерируют в топке ВПГ пар, имеются также основной и промежуточный пароперегреватели, пар направляется в паровую турбину. После промежуточного перегревателя уходящие газы ВПГ с температурой 600—700 °С поступают в газовую турбину, где, расширяясь, совершают работу. Выходные газы ГТУ подаются в теплообменники нагрева части конденсата и питательной воды и нагревают всю питательную воду до состояния, близкого к насыщению (экономайзерная часть).

В связи с тем что в современных ГТУ начальная температура газов пре­вышает 1000 "С, за ВПГ приходится устанавливать камеру дожигания топ­лива для повышения и стабилизации температуры газов на входе в газовую турбину (ГТ). Это во многом сводит на нет преимущества такой схемы ПГУ. Из рис. 5 следует, что процесс 2 — 3' соответствует подводу теплоты в ВПГ при сжигании топлива (теплотаQ^с_г+п), а процесс 3' — 3" — передаче тепло­ты в ВПГ пароводяному рабочему телу (процессы с — d— е и f—g цикла Ренкина). Догрев уходящих газов за ВПГ до начальной температуры газов в га­зовой турбине (Т₃) происходит в камере дожигания за счет теплоты топлива Q^c_д (процесс 3" — 3). Процесс 3 — 4 соответствует расширению газов в ГТ.

Те­плота выходных газов ГТУ используется для нагрева воды перед ее подачей в испарительные поверхности ВПГ (процесс охлаждения газов 4 — 5 и про­цесс нагрева воды b — с на рис. 5).

Электрический КПД ПГУ можно определить из выражения:

η^э_пгу = N^э_{г +} N^э_п/Q^с_г+п+Q^c_д

Рис. 5. Простейшая тепловая схема (а) и цикл Брайтона—Ренкина (б) в Т, s- d диаграмме ПГУ с высоконапорным парогенератором.

Рис. 6. Простейшая тепловая схема и термодинамический цикл контактной парогазо­вой установки

процесс 3 — 4 — расширение парогазовой смеси в ГТ; процесс 3 — 4 ' — раздельное расширение газов в ГТ; процесс е — f'— раздельное расширение пара в ГТ, ХВО — химводоочистка

В ПГУ, рассмотренных выше, рабочие тела — газ и пар/вода — передают один другому теплоту через поверхности теплообмена. На рис. 6 приведе­на схема контактной парогазовой установки. В ней вода или пар вводится непосредственно в газовый тракт ГТУ (в осевой компрессор, камеру сгора­ния или в первую ступень ГТ).

Получающаяся газопаровая смесь расширяет­ся в проточной части ГТ. При этом совместная работа пара и газа примерно соответствует работе, которую они совершали бы при раздельном расширении от начальной температуры Т₃ в интервале давлений р₃ — р₄. Происходит увеличение мощности установки, отнесенной к расходу воздуха в компрес­соре, обусловленное как ростом общего расхода рабочего тела через ГТ, так и большей теплоемкостью потока. Следует учитывать, что пар не требует за­трат механической энергии на сжатие в газовом состоянии). В зарубежной практике эти схемы обозначаются как ПГУ — STIG.

Применение ПГУ с параллельной схемой работы (см. рис. 4) позволяет вовлечь в парогазовую технологию пылеугольные энергоблоки. При этом доля угля в общем балансе топлива составляет при­мерно 70 — 75 %. Остальная часть приходится на природный газ, сжигаемый в камерах сгорания ГТУ.

На рис. 7 приведена простейшая тепловая схема ПГУ с внутрицикловой газификацией угля, причем ГТ работает не на природном, а на синтетиче­ском газе, получаемом при газификации угля. Предварительно подготовлен­ный уголь подается в газогенератор, где осуществляется его газификация с использованием парокислородного дутья. Для этой цели сжатый воздух ком­прессора ГТУ разделяется на кислород и азот в специальной установке. Про­дукты газификации угля после многоступенчатой очистки и удаления серы, прежде чем в виде синтетического газа поступают для сжигания в камеру сгорания ГТУ. Уходящие газы ГТУ в КУ генерируют пар для паротурбинной установки ПГУ. В пароводяном контуре используется также теплота газов газогенератора для генерации пара.

В стадии промышленного внедрения находятся ПГУ, в паровых котлах которых организовано сжигание угля в циркулирующем кипящем слое под давлением. Эта схема является одной из актуальных в условиях большего роста цен на природный газ и нефть, чем на уголь. И может стать полезной в дальнейшем развитии энергетики Узбекистана, обладающего большими запасами угля.

Рис. 7. Вариант простейшей тепловой схемы ПГУ с внутрицикловой газификацией угля.

1 — прием топлива; 2— бункер угля с питателем угля; 3 — установка разделения воздуха; 4— газогенератор на кислородно-паровом дутье; 5 — система очистки генераторного газа; б — синтетический (генераторный) газ; 7 — шлак

Другой технологический цикл ПГУ (рис. 8) с непрямым сжиганием уг­ля основан на применении пиролизера угля и керамического воздухоподог­ревателя, расположенного внутри топочной камеры. Тонко раздробленный уголь подвергается при пониженном содержании О₂ пиролизу в среде вы­ходных газов ГТУ с инжекцией известняка для связывания серы. Образую­щийся кокс сжигается в предтопке с жидким шлакоудалением. В основной части топки установлен высокотемпературный воздухоподогреватель с кера­мическими элементами. В нем чистый воздух нагревается приблизительно до 1000 °С, Дополнительный его нагрев происходит в камере сгорания, где сжигается небольшое количество природного газа. Пиролиз и топка работа­ют при атмосферном давлении. Теплота уходящих газов топок и ГТ исполь­зуется в котле-утилизаторе для генерации пара для ПТУ установки ПГУ.

Рис. 8 - Вариант простейшей тепловой схемы ПГУ с пиролизером угля и высокотем­пературным воздухоподогревателем.

1— пиролизер угля; 2— газовый предтопок; 3 — основная часть топки с высокотемператур­ным воздухоподогревателем с керамическими компонентами, 4— шлак, 5— раздробленный уголь, б — сорбент (известняк), 7 — горелки для сжигания кокса; 8 -— окс; 9 —- пироли ный газ, 10 — циклон очистки пиролизного газа от золы и частиц сорбента

Варианты тепловых схем ПГУ с реактором частичного окисления (РЧО) предложены сотрудниками Института высоких температур РАН. В РЧО в ре­зультате реакции частичного окисления из-за отсутствия достаточного коли­чества кислорода топливо не сгорает полностью и образуется газовая смесь моноксида углерода (СО) и водорода, т.е. синтетический газ. Реакция проис­ходит при температуре ~ 1300 °С и давлении 2—6 МПа. Это позволяет вклю­чить РЧО в тепловую схему ГТУ. Окисление топлива может быть закончено в камере сгорания перед газовой турбиной НД, а теплота выходных газов используется в котле-утилизаторе ПГУ (рис. 9, а). Возможен вариант с од­ноступенчатой ГТУ с расширением синтетического газа после РЧО в газовой турбине до атмосферного давления и с его окончательным окислением в то­почной камере парового котла (рис. 9, б).

Рис. 9. Тепловая схема ПГУ с реактором частичного окисления

а— вариант с двухступенчатой ГТУ; б— с одноступенчатой ГТУ; ГТ ВД, ГТ НД— газовая турбина высокого и низкого давления соответственно; Т— топливо; КД— конденсатор; КН— конденсатный насос; Г— горелки парового котла.

Тепловая схема ПГУ с установкой внешнего горения приведена на (рис. 10). В ней ГТУ входит в состав энергоблока, работающего преимуще­ственно на угле. Обеспечение начальной температуры рабочего тела (возду­ха) перед газовой турбиной осуществляется его нагревом в воздухонагрев теле, расположенном в топочной камере парового котла. После расширения в ГТ воздух направляется обратно в топку котла для сжигания в нем угля. Часть этого воздуха можно использовать в КУ, работающем параллельно с паровым котлом. Жаропрочные сплавы не могут быть использованы при температурах выше 900 °С, поэтому воздухонагреватель можно изготовить из металлокерамики. Возможен вариант догрева воздуха в КС ГТУ до начальной температуры газов с помощью сжигания дополнительного количества природного газа.

Рис. 10. Тепловая схема ПГУ с установкой внешнего горения.

ВН— воздухонагреватель; ВЦ— воздухоподогревателе парового котла (остальные обозначе­ния см рис. 9)

Особое место среди ПГУ занимают газотурбинные и парогазовые тепло­электроцентрали (когенерационные ПГУ), в которых осуществляется комби­нированная выработка электрической и тепловой энергии. Схемы когенерационных ПГУ зависят от типа ПГУ. В некоторых схемах ПГУ отбор теплоты осуществляется на криогенную или опреснительную установку (тригенерация).

Прогресс в строительстве энергетических ГТУ связан прежде всего с рос­том начальной температуры газов перед ГТ, которая за последние десятиле­тия увеличилась с 700 до 1500 °С. Начальное давление газа за этот период возросло с 0,6—0,9 до 1,5—3,0 МПа. В результате повысилась и температура выходных газов ГТУ с 350 до 630 °С, а объемная концентрация кислорода в них сократилось с 18 до 12 %. Эти обстоятельства заставили энергетиков по-иному выбирать схемы применяемых ПГУ. Парогазовые установки с котлом-утилизатором практически вытеснили ПГУ с высоконапорными парогенера­торами. Шире применяются ПГУ с параллельной схемой, использование «сбросных» ПГУ сдерживается уменьшившимся содержанием окислителя и повышенной температурой выходных газов ГТУ.

1.2 Сравнение различных схем парогазовых установок.

Перспективное направление развития энергетики связано с газотурбин­ными (ГТУ) и парогазовыми (ПГУ) энергетическими установками тепловых электростанций. Эти установки имеют особые конструкции основного и вспомогательного оборудования, режимы работы и управления. В последние годы были усовершенствованы методы расчета тепловых схем и элементов ГТУ и ПГУ с применением математического моделирова­ния и компьютерной техники. Важными факторами при оценке эффективности работы отдельных энер­госистем служат себестоимость отпуска электроэнергии, удельные затраты на различные виды электрогенерирующего оборудования и сроки ввода раз­личных объектов энергетики в эксплуатацию. Учет этих факторов осущест­вляется при расширении энергосистем и появлении новых генерирующих мощностей.

Себестоимость отпуска электроэнергии в мире, цент (кВт • ч)

Угольная ТЭС............. ……………………………. 2,4—3,3

Парогазовая установка (ПГУ) на природном газе…. 1,6—2,55

АЭС с реакторами ВВЭР-1000………………………...1,8—3,24

Когенерационные установки…………………............1,2—2,8

Лучшие показатели экономичности среди всех типов ПГУ имеют ПГУ с КУ. При работе на природном газе с номинальной нагрузкой они обеспечивают производство электроэнергии с КПД нетто до 60 %. Вместе с тем для их работы необходимо бесперебойное круглогодичное снабжение природным газом высокого давления (р =4 МПа).

Конъюнктура рынка энергетических ресурсов заставляет искать альтернативные источники топлива, среди которых на первое место выходит уголь. Применение парогазовой технологии на пылеугольных электростанци­ях позволяет значительно сократить потребление природного газа при одно­временном улучшении показателей тепловой и общей экономичности энерге­тических объектов.

Дата добавления: 2015-07-08