Принцип действия и технические характеристики ПГУ, работающей по утилизационной схеме

Перспективы использования на КС установок парогазового цикла

Температура уходящих газов у регенеративных, так и безрегенеративных ГТУ достаточно высокая, находится в пределах 540…358 °С (табл. 4.3), и поэтому поток отработавших продуктов сгорания обладает высокопотенциальной энергией.

Дальнейшее повышение экономичности газотурбинных установок на КС возможно за счет более глубокой утилизации теплоты уходящих газов.

Эту тепловую энергию уходящих газов, как после безрегенеративных, так и регенеративных ГТУ, можно утилизировать, сочетая работу ГТУ с паросиловыми установками. Т.е., использовать прежде, чем объявить тепловую энергию сбросной, т.е. потерянной.

Мощный энергетический поток дает возможность выработки механической энергии в виде "крутящего момента на валу". Фактически, это означает производство не только механической энергии, пригодной для привода ЦБН, компрессоров, вентиляторов и т. д., но и реальную возможность производства электрической энергии на нужды КС МГ и сторонних потребителей.

Современный уровень технического обеспечения производства дает возможность осуществить в условиях компрессорных станций магистральных газопроводов не только ресурсосберегающие но и "энергогенерирующие" технологии несколькими способами:

- используя в термодинамическом цикле парогазовой установки (ПГУ) различных модификаций, доступное и экологически чистое рабочее тело - воду (или водный раствор пропанола);

- впрыскивая воду в газовоздушный тракт для утяжеления рабочего тела в ПГУ смешения и снижения температуры термодинамического цикла;

- применяя принцип бинарного парогазового цикла, когда БПГУ имеет два парогазовых контура: пароводяной и с низкокипящей органической рабочей жидкостью (изобутан, изопентан и т.д.);

- реализуя "сухой" термодинамический цикл (при отсутствии парожидкостных компонентов.

Принцип действия и технические характеристики ПГУ, работающей по утилизационной схеме

Парогазовая установка ПГУ является комбинированной установкой, состоящей из ГТУ, котла – утилизатора (КУ) и паровой турбины (ПТ). Реализация парового и газового циклов осуществляется в раздельных контурах, т. е., при отсутствии контакта между продуктами сгорания и парожидкостным рабочим телом. Взаимодействие рабочих тел осуществляется только в форме теплообмена в теплообменных аппаратах поверхностного типа.

Использование парогазовых установок является одним из возможных и перспективных направлений снижения топливно – энергетических затрат.

ПГУ термодинамически удачно объединяют в себе параметры ГТУ и паросиловых установок:

- ГТУ работают в зоне повышенных температур рабочего тела;

- паросиловые – приводятся в действие уже отработавшими, уходящими из турбины продуктами сгорания, т.е. выполняют роль утилизаторов и используют бросовую энергию.

КПД установки повышается в результате термодинамической надстройки высокотемпературного газового цикла паровым циклом, что сокращает потери теплоты с уходящими газами в газовой турбине.

Таким образом, ПГУ можно рассматривать как третий этап усовершенствования турбинных агрегатов. ПГУ являются перспективными двигателями, как высокоэкономичные, с малыми капиталовложениями. Отличные качества парогазовых установок определили области их применения. ПГУ широко применяются в энергетике и др. областях ТЭК.

И все же, не смотря на экономическую выгоду, а она очевидна, т. к. без затрат топлива производится механическая или электрическая энергия, на магистральных газопроводах применение ПГУ пока еще ограничено.

Сдерживает широкое применение таких установок отсутствие единой точки зрения о наиболее рациональных направлениях утилизации тепла ГТУ.

Однако, в условиях нарастающего энергодефицита, а более точно, энергетического кризиса, сформировался вполне определенный подход к использованию парогазовых установок. Энергетическая стратегия России направлена на энергоресурсосбережение, и ОАО "Газпром" разработаны специальные программы, предусматривающие развитие энергосберегающих технологий и отраслевой энергетики.

В настоящее время перспективной схемой ПГУ для использования на МГ также является чисто утилизационная схема ПГУ с полной надстройкой цикла, в которой парогенератор обогревается только отходящими газами газовой турбины (рис. 6.1).

По этой схеме продукты сгорания ГТУ после турбины низкого давления (ТНД) поступают в котел-утилизатор (КУ) для выработки пара высокого давления. Получаемый пар из КУ поступает в паровую турбину (ПТ), где расширяясь, совершает полезную работу, идущую на привод электрогенератора или нагнетателя. Отработанный пар после ПТ поступает в конденсатор К, где конденсируется и затем питательным насосом (ПН) снова подается в котел – утилизатор.

Термодинамический цикл парогазовой установки приведен на рис. 6.2. Высокотемпературный газовый цикл ГТУ начинается с процесса сжатия воздуха в осевом компрессоре: 1 → 2. В камере сгорания (а также в регенераторе, если он есть) осуществляется подвод теплоты 2 → 3; генерированные продукты сгорания поступают в газовую турбину, где расширяясь, совершают работу, процесс 3 → 4; и наконец, отработавшие газы отдают свое тепло в котле утилизаторе, нагревая воду и пар, 4 → 5. Остаток низкотемпературного тепла остается неиспользованным и передается в окружающую среду, 5 → 1.

Рисунок 6.1 - Принципиальная схема ПГУ с котлом – утилизатором

Рисунок 6.2 - Схема цикла парогазовой установки в координатах Т-S

Парогазовый цикл образован последовательностью процессов: 1' – 2' - 3' – 4'- 5' – 1' (рис. 6.2). Условно цикл начинается процесса 1' – 2' –подвода теплоты в экономайзере. Вода, поступившая из конденсатора, имеет низкую температуру, равную 39 °С (при давлении в конденсаторе Р_нп = 0,007 МПа). Нагревается она до температуры кипения, порядка 170…210 °С, при постоянном давлении, соответствующем рабочему давлению котла 0,8…2,0 МПа. 2' – 3' – процесс испарения воды в испарителе и превращения ее в насыщенный пар. 3' – 4' – перегрев пара в перегревателе; 4' – 5' – процесс расширения пара в паровой турбине с совершением работы и потерей температуры; 5' – 1' – пар конденсируется в конденсаторе К, и образовавшаяся вода вновь подается в котел - утилизатор КУ. Цикл замыкается.

Мощность собственно паровой турбины (ПТ) зависит от действительного теплоперепада, или энтальпии, по паровой турбине и расхода пара. Расход пара и параметры пара определяются работой котла-утилизатора. Принципиальная схема котла – утилизатора показана на рис. 6.3.

Котел – утилизатор – это паровой котел с принудительной циркуляцией, не имеющий собственной топки и обогреваемый уходящими газами какой – либо энергетической установки.

Поэтому бросовой теплоты выхлопных газов ГТУ, с температурой порядка 400 °С, вполне достаточно для эффективной работы утилизационных установок.

По ходу котла устанавливаются последовательно теплообменные аппараты: водяной экономайзер "Э", испаритель "И" и пароперегреватель "П".

Водяной экономайзер - это теплообменник, в котором вода подогревается низкотемпературными горячими газами (продуктами сгорания) перед ее подачей в барабан котла (сепаратор).

Генерация пара производится в ходовой части котла следующим образом. Питательная вода, предварительно нагретая в экономайзере до температуры кипения уходящими газами, поступает в барабан котла. Температура горячих газов в хвостовой части котла не должна опускаться ниже 120 °С *.

В режиме генерации пара вода циркулирует через испаритель. В испарителе идет интенсивное поглощение тепла, за счет которого и происходит парообразование. Процесс парообразования в испарителе происходит при температуре кипения питательной воды, соответствующей определенному давлению насыщения.

Например, для получения пара с давлением 0,8…2,0 МПа температура кипения в барабане котла должна поддерживаться равной 170,41…212,37 °С. Водяной пар получается при этом насыщенным.

____________________________________________________________

*За рубежом допускается меньший нижний предел температуры уходящих газов: 105…110 °С. Минимальная температура уходящих газов в хвостовой части котла ограничивается точкой росы ≈ 50 °С и температурным напором Δt_ух порядка 50 °С, с некоторым запасом.

К – барабан котла;

И –испарительная часть;

П – пароперегреватель;

Э - водяной нагреватель

(экономайзер)

Рисунок 6.3 – Принципиальная схема котла – утилизатора дорисовать трубки

При необходимости получения перегретого (сухого) пара он пропускается через пароперегреватель, который расположен в начале хода котла, где температура горячих газов максимальна, в данном случае, порядка 360…540 °С.

Такие водогрейные котлы – утилизаторы получили широкое распространение. Их часто называют утилизационными экономайзерами или водоподогревателями. Они бывают кипящего и некипящего типа.

Парогазовая установка хорошо регулируется и является технологичной установкой, т.к. оптимизация паросиловой установки (ПСУ) по условию получения максимального к.п.д. ПГУ не зависит от типа ГТУ, а определяется только значением температуры t₄ и расходом G_п.с продуктов сгораниягазотурбинной установки на входе в котел – утилизатор.

На рис. 6.4 приведены расчетные данные, характеризующие изменение относительного расхода пара λ = D_п/G_п.с в зависимости от температуры выхлопных газов t₄ при давлении пара Р_п = 0,8 МПа и параметрах питательной воды, поступающей с деаэратора: температуре t_п.в = 39,2 °С и давлении насыщенных паров Р_н.п = 0,007 МПа.

λ = D_п/G_п.с

0,20

1

2

0,15

3

0,115

0,10

0,05

300 350 400 450 500 t₄, °С

ГПА-10 ГПА-Ц-6,3 ГТ-700-5 ГТН-10И

ГПУ-16 ГТН-6 ГТ-750-6 ГТК-25И

ГПА-Ц-16 ГТ-6-750 ГТК-5 ГТНР-10

ГТН-25 ГТН-16 ГТК-10И

ГТН-25-1

Рисунок 6.4 - Зависимость относительного расхода пара λ от температуры продуктов сгорания за ТНД t₄ при давлении пара в котле - утилизаторе р_п = 0,8 МПа при различных степенях перегрева водяного пара на входе паровой турбины: 1 - Δt΄= 0°С; 2 - Δt´´= 50°С; 3 - Δt´´´=100°С

Диаграмма отражает возможности выработки пара в установках парогазового типа. По рис. 6.4 определяем, что относительный расход пара λ для ГПА – Ц – 6,3, имеющего температуру за ТНД на уровне t₄ = 410 °С, составит: .

При относительном расходе пара λ = 0,115 и расходе продуктов сгорания G_п.с = 56,6 кг/с количество вырабатываемого пара равно:

D_п = λ·G_п.c = 0,115·56,6 = 6,51 кг/с. (6.2)

При необходимости выработки пара с высокими параметрами: Р_п = 0,8 МПа и t_нп = 170,4 °С, - действительный теплоперепад в паровой турбине определяется с помощью таблиц "Сухой насыщенный пар и вода на линии насыщения". Приращение энтальпии составляет:

∆i = i_170,4 – i_39,2 = 2769,00 – 2571,8 = 197,0 кДж/кг. (6.3)

Паровая турбина соответственно развивает при этом мощность:

N_п = D_п·∆i = 6,51·197,0 = 1282 кВт = 1,28 МВт.

Эффективность процесса парообразования повышается за счет установки по ходу котла пароперегревателя. По рис. 6.4 определяем относительный расход пара:

с перегревом на Dt" = 50 °C: l = 0,108;

с перегревом на Dt" = 100 °C: l = 0,102.

Сравнение показывает, что при перегреве вырабатываемого пара на Dt = 50 °С, уменьшение расхода вырабатываемого пара составит около 6 %, а при перегреве на Dt = 100 °С, - около 10 %.

Применение котлов – утилизаторов выгодно. Расчеты показывают, что даже для ГПА с относительно низкой температурой продуктов сгорания за ТНД (T_пс = 350…400 °С) можно получать, пар с давлением Р_п = 0,8 МПа и с перегревом его на 50…100 °С (рис. 6.4).

КПД установок парогазового цикла на базе газотурбинных установок большой мощности может достигать 40…45 % и более (табл. 6.1), в которой представлены характеристики ПГУ, эксплуатирующихся на КС МГ. Это опытно–промышленные образцы установок парогазового цикла: "Мессина" - Италия, "Вайдхауз" – Германия, "Грязовец" – Россия.

Данные парогазовые установки выполнены по схеме без дожигания топлива. КПД ПГУ Вайдхауз достигает 46 %,т.е. увеличивается на 29 %. В результате примерно на 1/3 увеличивается мощность установки. Это значит, что надстройка газового цикла паросиловым значительно повышает эффективность использования теплоты уходящих газов и позволяет получить значительную дополнительную мощность на КС.

Таблица 6.1 - Характеристики ПГУ, эксплуатирующихся на КС магистральных газопроводов

№ п/п	Наименование Показателей	Мессина	Вайдхауз	Грязовец
1.	Тип базовой ГТУ	PGT-25	GT-61	ГТН-25/76
2.	Мощность ГТУ, МВт	20,1	20,1
3.	КПД, %	36,5	35,7
4.	Температура выхлопных газов, С
5.	Давление пара, МПа	4,0	4,1	1,6
6.	Температура пара, С
7.	Температура конденсации, С		40-46
8.	Температура газов после У, С
9.	Мощность паровой турбины, МВт	5,6	6,8
10.	Мощность ПГУ, МВт	25,7	26,9
11.	КПД ПГУ, %	45,0

В табл. 6.2 приводятся результаты расчета, наглядно отражающие влияние температуры наружного воздуха t_а на энергетические характеристики ПГУ при рабочем давлении пара Р_п = 2 МПа и давлении за последней ступенью на уровне 15 кПа. Как видно, в диапазоне температур наружного воздуха t_а = +15…-15 °С изменение показателей ПГУ весьма существенное.

Таблица 6.2 - Изменение основных показателей ПГУ при снижении температуры наружного воздуха от +15 °С до -15 °С при двух мощностях ГПА-Ц-16: номинальной и 0,75 от номинальной

Мощность ГПА, МВт	Изменение показателей ПГУ, %
+DGп.с	-DDп	-DNn	-Dhпгу

С изменением режимов работы ГТУ неизбежно меняются и режимы работы ПГУ в целом. Причем, в летний период эксплуатации в ПГУ можно получить мощность, несколько бόльшую, чем в зимний период. При использовании паровых турбин и генерации электроэнергии для собственных нужд выгодность парогазовых установок очевидна. Именно на летний период на КС приходится максимум энергопотребления, т.к. вентиляторы АВО, на привод которых идет электроэнергия, летом работают при полной загрузке, и компримирование газа производится в условиях максимальных температур.

Дата добавления: 2015-07-14