Парогазовые установки в энергетике (стр. 2 из 6)
Рис. 1. 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. 1, 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 ηп
Экономичность 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.
Рис. 2. Тепловая схема мощной ПГУ с высокой степенью бинарности
1 – 9 – см. рис. 1; 10 – блок основных горелок котла; 11-смешивающий ПНД; 12 – дымососы котла; 13 – конденсатные насосы.
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. 2. 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.