8.3. Газопарові установки

Термодинамічний аналіз традиційних циклів ГТУ і ПТУ показує, що у процесі їх реалізації мають місце великі втрати работоздатності (ексер­гії). У ПТУ основні втрати виникають у процесі підведення теплоти до робочого тіла, а в ГТУ - у. процесі відведення теплоти від робочого тіла до холодного джерела.

Прагнення поєднати переваги і зменшити недоліки традиційних цик­лів ГТУ і ПТУ зумовило створення бінарних парогазових установок (БПГУ), подальший розвиток яких гальмуєть­ся рядом властивих їм недоліків. Загальним недоліком усіх БПГУ є ускладнення теплової схеми ТЕС, що збільшує капітальні витрати на бу­дівництво станції та експлуатаційні витрати і знижує надійність роботи устаткування.

Щодо цього перспективними є ГПУ, у яких замість газової та парової турбіни застосовують одну турбіну, що працює на суміші продуктів зго­рання і пари. Спрощену схему такої ГПУ показано на рис. 8.6.

Рис. 8.6. Схема ГПУ, що працює за циклом

STIG: 1 - компресор; 2 - камера згорання;

З - газопарова турбіна; 4 - електрогенератор;

5 - парогенерувальний контур

Установки такого типу на­зивають STIG (Steam Intention Gas Turbine) і ще контактними ПГУ. Під час реалізації циклу STIG пара генерується в теп-лоутилізаційному контурі і далі змішується з продуктами згорання, після чого газопаро­ве робоче тіло надходить до турбіни. При цьому зменшу­ються суттєві обмеження в БПГУ щодо відносної кілько­сті водяної пари та підвищен­ня рівня її температури, недосяжного у традиційних ПГУ та ПТУ. Робочим тілом у компресорі є пові­тря, а у турбіні - суміш продуктів згорання і пари.

Висока ефективність циклу STIG зумовлена двома обставинами: ви­користанням теплоти газів після турбіни (у теплоутилізаційному контурі) з метою генерування перегрітої пари і підвищенням коефіцієнта корисної роботи, що визначають зі співвідношення

(8.5)

де l_н - робота нагнітача (компресора і насоса); l_т - корисна робота турбіни.

Для ГТУ, що працює за циклом Брайтона, робота комп­ресора становить 60-70 % від корисної роботи газової турбіни. Водночас робота живильного насоса в циклі ПТУ - усього декілька відсотків від ко­рисної роботи парової турбіни. У результаті дії зазначених факторів значно підвищується ККД циклу STIG порівняно з традиційним циклом Брайтона (за однакових початкових параметрів) та збільшується питома потужність.

Свого часу фірма General Electric освоїла випуск ГТУ за циклом STIG, ККД яких досягав 43 %, тобто відповідав рівневі економічності ПТУ, що працюють із закритичними параметрами пари.

Подальше підвищення ККД циклу STIG гальмується такими обстави­нами: потрібна хімічна очистка води, що збільшує експлуатаційні витра­ти; температура димових газів після теплоутилізаційного контуру циклу STIG ще досить висока і становить 150...160 °С.

Зменшення (або повне усунення) витрат на хімводоочистку з одно­часним зниженням температури димових газів стає можливим за раху­нок використання неізотермічного процесу конденсації у конденсаторі контактного типу.

Зменшення коефіцієнта надлишку повітря в камері згорання аж до використання «стехіометричного» горіння (у результаті чого підвищуєть­ся паромісткість суміші в контактному конденсаторі) в сукупності зі зниженням температури димових газів до 80...86 °С уможливлює практи­чно повну конденсацію водяної пари, зокрема хімічної вологи палива.

Істотним моментом підвищення ефективності циклу STIG є викорис­тання додаткового ступеня випаровування у вигляді неізотермічного апа­рата контактного типу.

Одну з можливих схем реалізації циклу ГПУ з неізотермічними про­цесами випарову-вання та конденсації показано на рис. 8.7.

Рис. 8.7. Схема ГПУ, що працює за циклом «Водолій»: 1 - компресор; 2 - камера зго­рання; 3 - газопарова турбіна; 4 - електрогенератор; 5 - парогенерувальний контур; б - контактний конденсатор; 7 - контактний випарник

У зв'язку з генеруванням надлишкового конденсату в хвостовій час­тині теплоутилізаційного контуру установки такого типу одержали назву «Водолій». Використання циклів «Водолій» (рис. 8.7) в енергетичних установках дозволяє:

• довести ККД ТЕС до 48-49 %, а в перспективі - до 60 %;

• під час роботи на газоподібному і рідкому паливі поєднати газо­парову технологію виробництва енергії з «мокрою» технологією зниження емісії токсичних оксидів азоту до рівня 40 мг/м³ (з кон­центрацією кисню в продуктах згорання 15 %);

• забезпечити власні потреби в прісній воді та її постачання сторон­нім споживачам;

• розчинити частину СО₂, що міститься в димових газах під час конденсації водяної пари, і помітно зменшити викиди СО₂ в атмо­сферу порівняно з установками інших типів;

• поєднати газопарову технологію з внутрішньоцикловою техноло­гією газифікації твердого палива;

• за потреби здійснити комбіноване виробництво теплової і елект­ричної енергії;

• зменшити локальне теплове забруднення навколишнього середовища.