Парогазовые установки

Содержание

Введение 3
1 Описание газотурбинной технологии 5
2 Установки с монарным парогазовым циклом 7
3 Установки с бинарным парогазовым циклом 11
Заключение 18
Список используемых источников 20

Введение

К числу мероприятий, направленных на повышение экономичности тепловых электростанций, следует отнести развитие работ в области комбинированных циклов, в первую очередь парогазовых установок, позволяющих повысить к.п.д. цикла на 8% в зависимости от схемы подключения газовой турбины. Комбинирование паро- и газотурбинных установок в одном тепловом цикле позволяет сочетать высокотемпературный (в ГТУ) подвод и низкотемпературный (в конденсаторе паровой турбины) отвод теплоты и в результате обеспечивает повышение термического к. п. д. цикла, а следовательно, экономичности производства электрической энергии, особенно значительное при повышении начальной температуры газов в ГТУ.
Простейшие комбинированные установки могут быть реализованы при использовании тепла отработавших в ГТУ газов для подогрева питательной воды и вытеснения вследствие этого паровой регенерации. Термодинамически они наименее эффективны (по сравнению со сбросной схемой здесь два потока уходящих газов, потери с которыми возрастают), однако практически весьма рациональны для модернизации действующих ТЭС: вследствие слабых технологических связей между паровой и газотурбинной частями облегчается компоновка ГТУ и выбор их типоразмеров; поскольку вытеснение паровой регенерации приводит к значительному повышению мощности паровых турбин, капитальные затраты, разнесенные на сумму газотурбинной и дополнительной паротурбинной мощности, оказываются небольшими.
Показатели ПГУ и эффективность использования газовых турбин в комбинированных циклах существенно зависят от параметров и показателей ГТУ. Повышение начальной температуры газов и совершенствование турбомашин, приводящие к повышению к. п. д. ГТУ при автономной работе, при прочих равных условиях увеличивают долю газотурбинной мощности в комбинированных циклах. Это не только повышает к. п. д., но и снижает удельную стоимость всей ПГУ (растет ее мощность на единицу расхода газов, т.е. при тех же габаритах и массе).
Наиболее подходящим топливом для ПГУ является бессернистый природный газ, применение которого позволяет снижать температуры уходящих газов до экономически оптимального уровня (100–110 °С), не опасаясь низкотемпературной коррозии хвостовых поверхностей. Возможно применение в качестве топлива генераторного газа, получаемого путём газификации угля. ПГУ с газификацией угля или его прямым сжиганием в кипящем слое под давлением являются реальными установками для существенного повышения эффективности тепловых электростанций на угле при одновременном резком снижении вредных выбросов в атмосферу пыли, оксидов серы и азота.
1 Описание газотурбинной технологии

Основным блоком газотурбинной электростанции (ГТЭС) является энергоблок (газотурбинная энергетическая установка – ГТУ), в который входит газотурбинный привод (ГТП) (при необходимости с редуктором) и электрический генератор с системой возбуждения.
Основой (ГТП) является газогенератор, служащий источником сжатых горячих продуктов сгорания для привода свободной (силовой) турбины.
Газогенератор состоит из компрессора, камеры сгорания и турбины привода компрессора. В компрессоре сжимается атмосферный воздух, который поступает в камеру сгорания, где в него через форсунки подается топливо (для рассматриваемых в отчете энергетических ГТУ, основным топливом является газ, резервным (аварийным) – керосин, реактивное топливо), затем происходит сгорание топлива в потоке воздуха. Продукты сгорания подаются на турбину компрессора (турбину высокого давления) и на свободную турбину, вращающую вал ГТП (в случае одновального ГТП одна общая турбина вращает компрессор и вал ГТП). На лопатках турбины тепловая энергия потока продуктов сгорания превращается в механическую энергию вращения роторов турбины. Мощность, развиваемая турбиной, существенно превышает мощность, потребляемую компрессором на сжатие воздуха, а также преодоление трения в подшипниках и мощность, затрачиваемую на привод вспомогательных агрегатов. Разность между этими величинами представляет собой полезную мощность на валу ГТП.
На валу турбины расположен турбогенератор (электрический генератор).
Отработанные в газотурбинном приводе газы через выхлопное устройство и шумоглушитель уходят в дымовую трубу. Если предусмотрена утилизация тепла выхлопных газов, то после выхлопного устройства отработанные газы поступают в утилизационный теплообменник. Вместо него в технологической цепочке может находиться котел-утилизатор, в котором происходит выработка тепловой энергии в виде пара различных параметров и / или горячей воды. Пар или горячая вода от котла-утилизатора могут передаваться непосредственно к тепловому потребителю. Также возможно использование полученного пара в паротурбинном цикле для выработки электрической энергии.
2 Установки с монарным парогазовым циклом

Монарным ПГУ посвящена монография В.А. Зысина, в которой содержится термодинамический анализ различных вариантов циклов на смеси пара и газа, тепловых схем и конструктивных особенностей монарных ПГУ. Автором монографии предложен упрощенный метод термодинамического анализа цикла на парогазовой смеси, основанный на допущении, что теплосодержание и теплоемкость перегретого пара, содержащегося в парогазовой смеси, зависит только от температуры. При таком допущении термодинамические процессы обеих компонент парогазовой смеси могут рассматриваться изолированно при соответствующих параметрах – температуре и парциальном давлении. Общее количество подведенного в цикле тепла Q условно подразделяется на две части – сообщенное газу Qr и воде и пару Qn. К. п. д. монарного цикла, как и бинарного, определяется как средне-взвешенная величина из к. п. д. газового ηг и парового ηп циклов:
ηпг =(Qr / Q)* ηг+(Qn/ Q)* ηпЗависимость к. п. д. простейшей ПГУ на парогазовой смеси, рассчитанного по этой формуле, от степени давления ε представлена на рис. 1. Расчеты выполнены при величине относительного расхода пара d, близкой к максимальной, и начальной температуре газа 700° С.
Рисунок 1. – КПД монарной ПГУ простой схемы
Оптимальная степень повышения давления в такой ПГУ (εпг) выше, чем в изолированной
ГТУ (εг). В точке 2 газовая и паровая части установки имеют равные к. п. д. С уменьшением величины d точка 3 (максимум к. п. д. ПГУ) смещается влево, и при d→ О она совпадает с точкой 1 (максимум к. п. д. ГТУ).
Парогазовая смесь может образовываться путем впрыска воды в газовый тракт, причем вода перед впрыском нагревается в водяном экономайзере, заменяющем воздушный регенератор в схеме ГТУ.
С целью предотвращения заноса проточной части турбины солями, а также с целью защиты стенок камеры сгорания от перегрева испарение воды может осуществляться в экранных поверхностях нагрева с последующим вводом получаемого пара в газовый тракт.
На рис. 2 показаны основные элементы тепловой схемы монарной парогазовой установки, ПГУ-200–750/30.
Воздух сжимается в компрессорах низкого КНД, среднего КСД и высокого КВД давления, охлаждаясь в двух промежуточных охладителях ПО. Из КВД с давлением 29 ата и температурой 302° С воздух направляется в топку парогенератора ПГ. К продуктам сгорания подмешивается отработавший в паровой турбине ПТ пар, и их смесь с давлением 28 ата и 750° С поступает в турбину высокого давления ТВД.
Рисунок 2. – Тепловая схема ПГУ мощностью 200 МВт на парогазовой смеси
Часть воздуха из компрессора среднего давления идет в камеру сгорания КС турбины низкого давления ТНД.
Продукты сгорания этой камеры смешиваются с выхлопными газами ТВД и при параметрах 7,1 ата, 750° С подводятся к ТНД, отработав в которой, идут в регенератор Р, соединенный по пароводяному тракту с парогенератором через барабан-сепаратор. Тепло промежуточного охлаждения воздуха используется для подогрева воды после химической водоочистки, восполняющей потери пара с выхлопными газами. Паровая турбина служит приводом КВД. Вода после химической очистки в устройстве ВП проходит через деаэраторы Д1 и Д2, подогреваясь в теплообменниках Т1 и Т2. В эжекторе Эж используется напор, создаваемый питательным насосом.
В одновальной ГТУ на парогазовой смеси максимальный к.п.д. установки достигается при впрыске воды в продукты сгорания в количестве около 30% от расхода газа.
По расчетам Теплоэлектропроекта к. п. д. монарного парогазового блока мощностью 200 МВт на 5,8% ниже к. п. д. паротурбинного блока такой же мощности с турбиной К-200–130. Вес металла оборудования парогазового блока 7,7 кг/кВт, при этом 2,6 кг/кВт приходится на долю турбогруппы.
Низкая тепловая экономичность ПГУ на парогазовой смеси не позволяет использовать их для нанесения базисной нагрузки на электростанциях. При упрощении схемы и уменьшении веса и габаритов такие установки могут быть использованы в качестве пиковых, а на судах – в качестве аварийных
3 Установки с бинарным парогазовым циклом

В настоящее время при температуре газов на входе в газовые турбины 1000–1100 °С и на выходе из них 500–550 °С термодинамически наиболее эффективны бинарные ПГУ со сжиганием всего топлива в газотурбинных камерах сгорания. Такие ПГУ обеспечивают не только самый высокий к. п. д., но и наименьшую удельную стоимость; примерно половину стоимости составляет ГТУ, другую половину паровая часть. Преимуществами их являются также простота схемы, легкость автоматизации, маневренность (следствие умеренных параметров пара), возможность комплектно-блочной поставки оборудования и сооружения за короткие сроки. Их единственный «недостаток» – невозможность эксплуатации без надежных, высокоэффективных газовых турбин, так как автономная работа паротурбинной части, доля мощности которой и экономичность невелики, нецелесообразна и обычно не реализуется.
Рисунок 3. – Тепловая схема простейшей бинарной ПГУ. 1 – ГТУ; 2 – котел-утилизатор; 3 – паровая турбина; 4 – электрические генераторы; 5 – конденсатор паровой турбины; 6 – питательный насос; 7 – дымовая труба; 8-воздух из атмосферы; 9-топливо в камеру сгорания ГТУ.
В бинарной ПГУ, схема которой приведена на, рис. 3, все топливо сжигается в камере сгорания ГТУ, а пар в котле-утилизаторе генерируется и перегревается теплотой отра-ботавших в ГТУ газов. К. п. д. ПГУ можно записать как
ηпгу = ηгту +(1 – ηгту) ηку ηпЭкономичность бинарной ПГУ тем выше, чем выше к. п. д. ГТУ (начальная температура газов и совершенство турбомашин), к. п. д. котла-утилизатора зависящий в основном от температуры уходящих газов, и к. п. д. парового цикла %, зависящий от параметров пара и давления в конденсаторе.
Сжигание перед котлом дополнительного топлива и повышение температуры газов на входе в него позволяют выработать пар стандартных параметров (13 или 24 МПа, 540 °С) и осуществить промежуточный перегрев до 540 °С, что существенно повышает к. п. д. парового цикла. Однако при этом часть работы парового контура производится за счет теплоты дополнительно подведенного топлива с к. п. д. парового цикла, а цикл комбинированной установки перестает быть бинарным. Степень бинарности, которую можно оценить отношением теплоты, подведенной в паровой цикл от отработавших в ГТУ газов, к общему количеству подведенной в него теплоты, тем меньше, чем больше доля топлива, сжигаемого перед котлом, и относительный расход пара и меньше доля газотурбинной мощности и коэффициент избытка воздуха в уходящих газах. В пределе при полном использовании кислорода, содержащегося в отработавших в ГТУ газах, оптимальные параметры и структура парового цикла становятся близкими к традиционным.
Простейшие бинарные ПГУ мощностью до 1250 МВт целесообразно использовать для покрытия пиковой, а также полупиковой нагрузок. Низкие параметры пара и простота парового цикла облегчают работу в переменной части графика нагрузки с частыми пусками и остановами. Газотурбинная часть, дающая около 70% мощности блока, включается в сеть и нагружается за 15–25 мин. Паровая турбина в зависимости от начального теплового состояния принимает полную нагрузку через 0,5–1,5 ч после начала пуска.
Существенно повысить единичную мощность парогазовых блоков можно, увеличивая число ГТУ, работающих на одну паровую турбину, и увеличивая относительную мощность паровой части. Последнее связано со сжиганием перед котлом дополнительного топлива. При этом следует стремиться к использованию парового цикла высокого давления с промежуточным перегревом пара, который обеспечивает повышение к. п. д. паротурбинной установки и снижение влажности пара в последних ступенях, необходимое для мощных паровых турбин с предельными окружными скоростями и длинами лопаток.
Рисунок 4. – Тепловая схема мощной ПГУ с высокой степенью бинарности Наиболее подробно проработанная ПГУ мощностью 800 МВт состоит из двух ГТЭ-150, двух котлов производительностью 575 т/ч и одной паровой турбины с параметрами пара 13 МПа, 540/540 °С, развивающей в составе ПГУ мощность 450 МВт. Ее принципиальная схема показана на рис. 4. Простота схемы является одним из важных достоинств такой ПГУ.
Регенеративный подогрев питательной воды при принятой (и, конечно, при более высокой) степени бинарности термодинамически нецелесообразен, так как приводит к повышению температуры уходящих газов и снижению к. п. д. ПГУ. Вследствие этого система регенерации ограничена одним ПНД смешивающего типа, в котором питательная вода подогревается до 60–65 °С и деаэрируется. Отсутствие отборов пара на регенерацию не исключает использования серийных паровых турбин, а лишь ограничивает пропуск пара через их головные отсеки, что приводит к некоторому (на 10%) снижению их мощности по сравнению с номинальной.
В схеме отсутствуют жесткие технологические связи. Это обеспечивает высокую надежность, упрощает управление и возможность его автоматизации. При выходе из строя одной ГТУ или котла-утилизатора блок продолжает работать с половинной нагрузкой и близким к номинальному удельным расходом топлива. Схема и наличие перед котлом устройств для сжигания топлива обеспечивают возможность автономной работы котлов и всей паровой части при останове как одной, так и обеих ГТУ, и позволяют также осуществить разновременный ввод в действие паровой и газотурбинной частей (на случай, например, задержки с поставкой ГТУ). Разумеется, удельный расход топлива при автономной работе паровой части будет несколько выше, чем в традиционных блоках на те же параметры пара, и значительно выше, чем в парогазовом режиме.
Для ПГУ-800 разрабатывается котел прямоточного типа. Он представляет собой чисто конвективный аппарат, который может быть выполнен так же, как конвективные шахты обычных энергетических котлов. Небольшие тепловые нагрузки поверхностей теплообмена создают возможность обеспечения его высокой надежности в эксплуатации. Для получения приемлемых массогабаритных показателей котла при небольших температурных напорах в экономайзерных и испарительных поверхностях нагрева целесообразно использовать оребренные трубы. Сжигание дополнительного топлива при работе в комбинированном режиме можно организовать в неэкранированном газоходе с помощью простых уголковых горелок, обеспечивающих эффективное выгорание при больших избытках воздуха и малых потерях давления.
Использование в паровой части ПГУ сверхкритического давления вполне возможно и не вызовет изменения профиля и конструкции котлов-утилизаторов. Повышение давления пара позволяет на 2–2,5% снизить удельный расход топлива, что меньше, чем в паротурбинных блоках (пропорционально относительной мощности паровой части). Оно вызывает увеличение металлоемкости и стоимости оборудования и исключает использование ПГУ в качестве полупиковой мощности.
Аналогичные технико-экономические показатели могут быть получены в ПГУ с тремя ГТЭ-150 и паровой турбиной мощностью около 700 МВт. Такая ПГУ, однако, хуже компонуется в главном корпусе (при двух ГТУ их располагают симметрично относительно паровой турбины); она более сложна и трудна для управления и автоматизации.
Парогазовые установки с двумя ГТЭ-150 и паровой турбиной мощностью 800 МВт менее экономичны; удельный расход теплоты в них на 3–4% выше. Это является следствием меньшей степени бинарности и доли газотурбинной мощности, которые влияют на к. п. д. даже больше, чем параметры пара: парогазовые установки с тремя ГТУ при докри-тическом давлении на 1,5% экономичнее, чем с двумя при сверхкритическом. При относительно меньшем расходе газов в ПГУ с двумя ГТЭ-150 и турбиной К-800 для подогрева питательной воды будут нужны (хотя и с меньшими расходами) все регенеративные отборы пара, усложняющие схему и эксплуатацию ПГУ. Для получения требуемого количества пара (около 950 т/ч на один котел) температура газов на входе в котлы должна быть на уровне 1150 °С. Это потребует устройства в котле неэффективно работающей топочной камеры с традиционными горелками, увеличения массы и габаритов котла. Другие возможные решения, например пропуск половины расхода газов мимо топки в конвективную шахту, сильно усложняют конструкцию котла.
В значительной степени традиционные для паротурбинных блоков схемные и конструктивные решения сохраняются в ПГУ с полным использованием кислорода в отработавших газах ГТУ. Такие ПГУ с ГТЭ-150 можно создать с использованием паровых турбин К-500 и К-800.
Вследствие низкой бинарности и малой доли газотурбинной мощности удельный расход теплоты в ПГУ со сбросом газов в котел обычного типа существенно выше (на 5–8%), чем в оптимальных ПГУ утилизационного типа. Пониженная экономичность при использовании турбины К-800 объясняется тем, что содержащегося в газах ГТУ кислорода недостаточно для сжигания топлива, которое требуется для выработки обеспечивающего эту турбину расхода пара, и в топку котла, кроме газов из ГТУ, приходится подавать значительное количество воздуха.
Различия в удельном расходе топлива для ПГУ с разной степенью бинарности соответствуют низкой температуре уходящих газов (110 °С), для достижения которой требуется развитие экономайзерных поверхностей котлов-утилизаторов. При повышении температуры уходящих газов экономичность ПГУ снижается тем быстрее, чем выше степень бинарности, коэффициент избытка воздуха и, следовательно, доля потерь с уходящими газами. Несмотря на это, при температурах газов в ГТУ выше 1000 °С выгоды цикла с высокой бинарностыо сохраняются до tух< 180– : – 200 °С.
Парогазовые установки мощностью 350 и 800 МВт с одной или двумя ГТЭ-150 лучше приспособлены для покрытия полупиковых нагрузок. При умеренной удельной стоимости эти ПГУ должны обладать высокой экономичностью и надежно работать в циклическом режиме с ежедневными пусками и остановами.
На ТЭЦ, сооружение которых намечено на природном газе, целесообразно устанавливать парогазовые установки мощностью 200–350 МВт. Помимо экономической эффективности, важнейшими требованиями к этим ПГУ являются высокая надежность, возможность автономной работы паровой части и экономичного отпуска теплоты потребителям при остановах ГТУ, а для европейских районов – возможность глубокой разгрузки для участия в покрытии переменной части графика электрических нагрузок.
Заключение

В настоящее время вследствие низкой стоимости топлива, недостаточной надежности и неудовлетворительных технико-экономических показателей нового оборудования, в первую очередь его высокой стоимости, энергокомпании «осторожничают» и рассматривают продление срока службы как основное решение проблемы старения паротурбинного оборудования действующих ТЭС в среднесрочной перспективе. Так, например, предложения ДЗО по продлению сроков эксплуатации устаревшего оборудования в ближайшую пятилетку составляют около 25 млн кВт или 20% суммарной мощности действующих ТЭС. Однако, как показали многочисленные исследования ИНЭИ РАН по оценке эффективности обновления ТЭС, по мере роста стоимости топлива и повышения экономичности нового оборудования энергокомпании будут стремиться к внедрению ПГУ и ГТУ для решения проблемы не только физического, но и морального старения оборудования действующих электростанций.
Традиционно при оценке эффективности проектов нового строительства и обновления в условиях неопределенности, к которым относится среднесрочная и долгосрочная перспектива, в электроэнергетике применялся сценарный подход. Суть данного метода заключается в формировании нескольких сценариев, в которых часть факторов неопределенности принимается в «крайних» значениях, а остальные фиксируются на определенном уровне. Применение этого метода позволяет определить условия успешной реализации проекта, а также выделить критические факторы неопределенности, которые в наибольшей степени влияют на результаты оценки. Иллюстрация использования данного метода в оценке эффективности замены паротурбинного оборудования ТЭС на ПГЭС, ПГУ-ТЭЦ и ГТУ-ТЭЦ при варьировании значений удельных капиталовложений и цен топлива и электроэнергии представлена на рис. 2.
В результате процессов либерализации, приватизации и дерегулирования в электроэнергетике изменились механизмы реализации инвестиционных проектов в отрасли, в том числе возросло количество способов и источников их финансирования. В этом случае применения сценарного подхода к оценке эффективности проектов нового строительства и обновления электростанций недостаточно, так как он не позволяет обоснованно ответить на ключевые для инвестора вопросы: какой доход он получит в результате инвестирования, какова вероятность и возможный размер собственных убытков.
Список используемых источников

Парогазовые установки – кардинальный путь развития энергетики / Горин В.И., Дьяков А.Ф., Ольховский Г.Г. // Теплоэнергетика, 1988, №11.
Основные направления экономии топлива на тепловых электростанциях / Доброхотов В.И. // Теплоэнергетика, 1985, №9.
Перспективные ПГУ для крупных электростанций / Ольховский Г.Г., Чернецкий Н.С., Святов В.А., Трушин С.Г. // Теплоэнергетика, 1985, №9.
Опытно-промышленная установка с внутрцикловой газификацией угля / Марков Н.М., Прутковский Е.Н., Корсов Ю.Г., Чавчанидзе Е.К. // Теплоэнергетика, 1985, №9.
Парогазовая установка с вводом пара в газовую турбину – перспективноенаправление развития энергетических установок / Батенин В.М., Зейгарник Ю.А.,
Копелев С.З., Масленников В.М., Новиков А.С., Полежаев Ю.В., Фаворский О.Н.,
Штернберг В.Я. // Теплоэнергетика, 1993, №10.
Газопаровая установка с вводом пара в газодинамический тракт: основные научные и инженерные проблемы / Епифанов В.М., Зейгарник Ю.А., Копелев С.З., Мостинский И.Л., Полежаев Ю.В., Поляков А.Ф., Штернберг В.Я. // Теплоэнергетика, 1993, №10.
Канаев А.А., Корнеев М.И. Парогазовые установки. Конструкции и расчёты. // Ленинград: Машиностроение, 1974