Парогазовые установки в энергетике (стр. 5 из 6)

Высокая температура газов в ВПГ может быть получена добавкой кислорода к воздуху или подогревом воздуха до высокой температуры (1200–1500° С). Добавка кислорода в основном нужна не для процесса сжигания топлива, а для интенсификации реакции окисления азота и повышения концентрации этих окислов в газе. Быстрое охлаждение продуктов сгорания до 1500° С происходит в конвективно-испарительных газоходах парогенератора.

Парогазовый блок мощностью 225 МВт при давлении воздуха за компрессором 9,5 ата и температуре газа перед турбиной 800° С может иметь к. п. д. 40%. При температуре греющих газов. 1000/125° С, температуре перед парогенератором 750° С и расходе воздуха в ГТУ 720 т/ч производительность энерготехнологической ПГУ по отпуску азотной кислоты получается 15 т/ч.

Себестоимость азотной кислоты в энерготехнологической ПГУ ниже, чем на существующих заводах с контактным окислением аммиака.

ПГУ для получения синтетических продуктов. Перспективным типом энерготехнологической установки представляется ПГУ с конверсией смеси природного газа и пара под давлением 20 – 30 ата в трубчатом аппарате (в газоходе ВПГ) для получения азотно-водородной смеси, являющейся исходным продуктом в производстве азотной кислоты и азотистых удобрений, или водорода, необходимого в производстве синтетических углеводородов.

Продукты сгорания с температурой 1600° С поступают в трубчатый конвертор, состоящий из жаропрочных труб диаметром НО мм, заполненных катализатором–керамическими кольцами из активного никеля.

При температуре 750–800° С концентрация водорода в конвертированном газе достигает 50–60%. Поскольку конверсия сопровождается горением, в конвертированном газе содержится до 25% углекислоты, используемой для синтеза углеводородов.

На ТЭЦ нефтеперегонных заводов такие ПГУ могут использоваться для конверсии нефтяных газов (от перегонки нефти) и водяного пара. Получаемый при этом водород используется для извлечения серы из нефти при получении бессернистых мазутов.

Оптимизация схем и параметров ПГУ

Термодинамическая оптимизация тепловых схем и параметров парогазовых установок позволяет из большого количества возможных вариантов отобрать основные для детального технико-экономического анализа.

Начальные параметры паровой ступени парогазового цикла не требуют оптимизации, поскольку в зависимости от мощности агрегатов они стандартизированы (35 ата, 435° С; 90 ата, 535° С; 130 ата, 565° С; 240 ата, 560–565° С). Дальнейшее повышение начального давления и температуры пара (до 300–400 ата, 600–650° С) для паротурбинных установок экономически не оправдывается. Для парогазовых установок, имеющих более высокий к. п. д., дальнейшее повышение начальных параметров пара тем более неперспективно.

Конечное давление пара, регенеративная система паровой ступени цикла, параметры газовой ступени подлежат технико-экономической оптимизации, при которой используются результаты предварительной термодинамической оптимизации. Технико-экономическая оптимизация основана на исследовании динамики соотношения капитальных и эксплуатационных затрат на установку при изменении тепловой схемы и параметров цикла.

Усложнение тепловой схемы и повышение параметров пара и газа приводит к увеличению капитальных затрат на оборудование установки. Увеличение капиталовложений допустимо при условии, что они компенсируются уменьшением эксплуатационных расходов, из которых основными являются расходы на топливо и зарплата персонала. Топливная составляющая эксплуатационных расходов уменьшается с повышением параметров пара и газа и отчасти с ростом мощности агрегатов. Составляющая зарплаты уменьшается в основном с увеличением мощности агрегатов.

Эффективность типовой паровой турбины. Вытеснение паровой регенерации и ограничения по прочности проточной части не позволяют сохранить номинальный расход пара на турбину при использовании ее в схеме ПГУ, что приводит к уменьшению максимальной электрической мощности паровой ступени ПГУ.

Чтобы полностью загрузить часть высокого давления (ЧВД). но не увеличивать пропуск пара через последние ступени части низкого давления (ЧНД), при проектировании ПГУ изыскиваются пути разгрузки ЧСД и ЧНД паровой турбины. Основные варианты этого решения – перепуск пара мимо перегруженных ступеней турбины с конденсацией его в особом теплообменнике или с расширением этого пара в особой турбине.

Наиболее эффективный способ увеличения расхода пара без перегрузки ЧСД и ЧНД – пропуск отбора пара через дополнительную турбину с конденсацией его в дополнительном конденсаторе.

Дополнительная турбина может быть расположена на одном валу с газовой турбиной, причем она может служить и пусковой. В данном случае в дополнительной турбине предпочтительнее использовать пар из отбора на деаэратор.

Для каждого способа увеличения расхода пара можно определить граничную величину стоимости топлива (соответствующую нулевому значению экономии расчетных затрат), до которой экономически оправдывается использование дополнительной мощности ПГУ.

Промежуточный перегрев пара. Промежуточный перегрев пара для конденсационных ПГУ предопределяется стандартными параметрами пара. В теплофикационных ПГУ эффективность промежуточного перегрева пара (экономия топлива и расчетных затрат) зависит от относительного расхода пара и противодавления паровой турбины

Зависимость оптимальной величины давления р_опт промежуточного перегрева от начальных параметров пара р_ги tiпоказана на рис. 6, а, от относительного расхода пара dи температуры промежуточного перегрева пара t_n– на рис. 6, б.

Рис. 6. Оптимальное давление промежуточного перегрева для парогазовой ТЭЦ с противо-давлением (точка а-90 ата, 535° С; точка Ъ – 130 ата, 565° С; точка с – 240 ата, 580° С)

Сплошные линии относятся к схеме с параллельным подогревом питательной воды в регенеративных подогревателях и экономайзере, штриховые линии – к схеме с последовательным подогревом питательной воды. Приведенные величины оптимального давления промежуточного перегрева являются ориентировочными.

Экономичность ПГУ при частичных нагрузках. В зависимости от схемы и параметров ПГУ имеют различную тепловую экономичность на частичных нагрузках (рис. 8). У ПГУ сдвухвальной (с разрезным валом) ГТУ к.п.д. на частичных нагрузках снижается наиболее значительно вследствие снижения температуры газов перед ГТУ и уменьшения расхода воздуха и газа через ГТУ при уменьшении частоты вращения компрессора.

η/η_ном

4

0,95

3

0,9 2

1

0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 N/N_ном

Рис. 8. К. п. д. ПГУ при частичных нагрузках:

/ – двухвальная ГТУ; 2-одновальная ГТУ; 3 – одновальная ГТУ с дополнительной камерой сгорания; 4 – одновальная ГТУ с дополнительной камерой сгорания, экранированной трубами пароперегревателя

В ПГУ с одновальной ГТУ снижение к. п. д. на частичных нагрузках менее значительно, так как при постоянной частоте вращения компрессора, расход воздуха и газа остается постоянным. Дополнительная камера сгорания позволяет поддерживать постоянными температуру газов перед ГТУ и мощностью ГТУ независимо от нагрузки паровой турбины. Это уменьшает снижение к. п. д. одновальной ГТУ на частичных нагрузках. В случае экранирования дополнительной камеры сгорания пароперегревательными трубами к. п. д. ПГУ на частичных нагрузках еще повышается. ПГУ с докритическими параметрами пара и одновальной ГТУ следует рассчитывать при максимальном режиме по коэффициенту избытка воздуха а = 1,3 – т – 1,5 (рис. 9). В этом случае при частичных нагрузках ПГУ будет работать с повышенным избытком воздуха, что позволяет сохранить высокий к. п. д. установки.

Кривая к. п. д. ПГУ с двухвальной ГТУ при промежуточном охлаждении воздуха и промежуточном нагреве газа находится между кривыми 1 и 2 на рис. 8.

Для ПГУ с закритическим давлением пара и температурой перед ГТУ до 850° С оптимальные показатели достигаются при минимальном избытке воздуха. Это условие выдерживается в случае использования двухвальной ГТУ с компрессором, имеющим переменную частоту вращения и обеспечивающим вследствие этого минимальные избытки воздуха на всех режимах. При температуре перед ГТУ свыше 850° С оптимальные показатели ПГУ достигаются применением одновальной ГТУ, имеющей повышенные коэффициенты избытка воздуха.