ВКР РАБОТЕ БЛОКА НА КОНДЕНСАЦИОННОМ И ТЕПЛОФИКАЦИОННОМ РЕЖИМАХ / Основная часть / 1.Обоснование строительства ПГУ ТЭЦ-5

1Обзор научно - технической литературы и патентных источников

1.1Принципиальные схемы ПГУ (тепловые схемы, способы улучшения

показателей тепловой эффективности ПГУ-ТЭЦ

1.1.1Тепловые схемы и термодинамические циклы ПГУ

Внастоящее время перспективное направление энергетики связано с развитием газотурбинных и парогазовых установок тепловых электростанций.

Новые технологии на базе современных газотурбинных установок, в

сравнении с паросиловыми установками, позволяют в несколько раз увеличить долю комбинированной выработки электрической энергии на существующем тепловом потреблении. Поэтому концепция энергетической стратегии России предполагает строительство новых электростанций,

техническое перевооружение и реконструкцию ТЭС, использующих в качестве топлива природный газ, применяя только парогазовые и газотурбинные технологии с утилизацией тепла. Использование паросиловых технологий для этих целей нецелесообразно, в связи с их низким КПД, равным

. Также необходимо свести к минимуму выработку электроэнергии на ТЭЦ на конденсационном режиме [29].

В ПГУ, работающих по циклу Брайтона-Ренкина теплота подводится к рабочему телу (газу) при высокой температуре продуктов сгорания органического топлива, а отвод теплоты происходит в области низких температур конденсации водяного пара.

Можно выделить четыре основных типа парогазовых установок:

1)с высоконапорным парогенератором (ВПГ);

2)с низконапорным парогенератором (НПГ);

3)с котлом утилизатором (КУ);

4)комбинированная ПГУ контактного типа [26].

Также парогазовые установки подразделяют:

1)по назначению — на конденсационные и теплофикационные. Первые из них вырабатывают только электроэнергию, вторые служат и для нагрева сетевой воды в подогревателях, подключаемых к паровой турбине.

2)по количеству рабочих тел, используемых в ПГУ,— на бинарные и монарные. В бинарных установках рабочие тела газотурбинного цикла (воздух и продукты горения топлива) и паротурбинной установки (вода и водяной пар)

разделены. В монарных установках рабочим телом турбины служит смесь продуктов сгорания и водяного пара [25].

На рисунке 1 представлена схема монарной ПГУ с вводом воды в камеру сгорания (КС).

Рисунок 1 Схема монарной ПГУ с вводом воды в КС (а) и ее термодинамический цикл

(штриховые линии – условные замыкания циклов)

К-компрессор ГТУ; ГТ-газовая турбина; КС-камера сгорания ГТУ; ЭГ-электрогенератор;

ПН-питательный насос;

bc' – изобарический процесс подвода теплоты при сжигании топлива;

cc' – снижение температуры продуктов сгорания при изобарическом смешении с водой и паром

В КС наряду с воздухом, поступающим из воздушного компрессора в

парогазовую смесь. Смесь расширяется в газопаровой турбине (ГПТ) и с

температурой выбрасывается в дымовую трубу. Можно считать, что в

рассматриваемой ПГУ реализуются два разомкнутых термодинамических цикла: для газовоздушной смеси (продуктов сгорания) и для воды. Оба рабо-

чих тела удаляются в атмосферу и должны постоянно восполняться. Теплота,

давлениях и . В обоих циклах начальные и конечные температуры

циклов одинаковы [25].

Коэффициент полезного действия рассматриваемой монарной ПГУ зависит от соотношения количества вводимой воды и воздуха, т.е. от

отношения . Поскольку КПД паротурбинного цикла оказывается меньше,

чем газотурбинного, то ввод ненагретой воды в КС всегда приводит к снижению КПД ГТУ (хотя мощность и коэффициент полезной работы при этом растут).

Если в КС подавать не воду, а водяной пар, полученный в котле-

утилизаторе от теплоты уходящей парогазовой смеси (рисунок 2), то для получения допустимой температуры перед ГПТ необходимо подать значительно больше пара, так как затраты теплоты в КС на испарение воды отсутствуют.

Рисунок 2 Схема монарной ПГУ с впрыском в КС пара, генерируемого в КУ за счет теплоты уходящей газопаровой смеси ГПТ а – схема ПГУ; б – процессы в КУ; в – термодинамический цикл ПГУ;

1-2 – процессы нагрева, испарения и перегрева пара в КУ; 2-0 – нагрев пара в КС

Мощность монарной ПГУ при этом увеличивается, а КПД зависит от степени утилизации теплоты уходящих газов в котле-утилизаторе (КУ): при достаточно большой степени утилизации КПД монарной ПГУ с вводом пара из КУ становится выше чем КПД ГТУ простого цикла [25].

Техническая трудность организации конденсации пара из парогазовой смеси и связанная с этим необходимость постоянной работы мощной водоподготовительной установки являются главным недостатком ПГУ монарного типа.

Большинство ПГУ относится к бинарному типу.

Существующие бинарные ПГУ можно условно разделить на пять типов:

используемого в паротурбинном цикле. На рисунке 3б приведен термодинамический цикл ПГУ с указанием потерь с уходящими газами КУ

Рисунок 3 Схема простейшей одноконтурной утилизационной ПГУ а – схема ПГУ и процесс теплообмена в КУ; б – термодинамический цикл ПГУ-У;

1 – пароперегреватель; 2 – испаритель; 3 – экономайзер; 4 – паровая турбина;

5 – конденсатор; 6 – барабан КУ

Основные преимущества утилизационных ПГУ:

1)высокая экономичность (в ближайшие годы КПД вновь проектируемых ПГУ превысит 60 %);

2)существенно меньшие, чем в ПТУ, капиталовложения;

3)меньшая потребность в охлаждающей воде;

4)малые вредные выбросы, высокая маневренность.

Кнедостаткам таких ПГУ можно отнести необходимость в высокоэкономичных (высокотемпературных) ГТУ с высокой температурой уходящих газов для генерования пара высоких параметров для паротурбинной установки (ПТУ), а также необходимость работы либо на природном газе,

либо на легких сортах жидкого топлива [25];

б) «сбросные» ПГУ — ПГУ с низконапорным парогенератором (НПГ), в

которых уходящие газы ГТУ, содержащие достаточное количество кислорода,

направляются в энергетический котел, замещая в нем воздух, подаваемый дутьевыми вентиляторами котла.

В ряде случаем в ПГУ целесообразно дожигание некоторого количества топлива в среде выходных газов ГТУ. Это позволяет повысить их температуру, мощность ПГУ и стабилизировать параметры генерируемого в котле пара. Дожигание топлива в среде уходящих газов газотурбинных установок является достаточно распространенным техническим решением в ПГУ с котлом-утилизатором (КУ) и низконапорным парогенератором (НПГ).

Это решение предполагает размещение перед КУ блочного дожигающего устройства, в горелках которого сжигается дополнительное топливо, и тем самым обеспечивается повышение температуры газового потока на входе в КУ. Наличие в уходящих газах более 13% О2 позволяет осуществить дожигание без дополнительного подвода воздуха. При более низких концентрациях (12-13%) может потребоваться подвод воздуха в зону горения для обеспечения в ней необходимой концентрации кислорода [25].

Введение дожигания обеспечивает увеличение термической эффективности комбинированной установки только тогда, когда КПД использования дополнительного топлива оказывается больше КПД газопарового цикла без дожигания (бинарного цикла). Рост термической эффективности ПГУ за счет дожигания топлива в паровом контуре возможен,

если дожигание обеспечивает понижение температуры уходящих газов.

Схема ПГУ с НПГ и дожиганием топлива, термодинамический цикл

представлены на рисунке 4.

Рисунок 4 Схема простейшей ПГУ со сбросом уходящих газов ГТУ в энергетический котел ПТУ и дожиганием топлива (а) и T-s-диаграмма цикла ПГУ (б)

BKC, BK – расходы топлива соответственно в КС ГТУ и в котел; dd' – изобарический подвод теплоты к уходящим газам ГТУ в энергетическом котле при сжигании в нем топлива

Главным преимуществом ПГУ сбросной схемы является возможность использования в паротурбинном цикле недорогих энергетических твердых топлив. По сравнению с традиционной паросиловой установкой (ПСУ)

ПГУ с НПГ обеспечивает экономию топлива, примерно вдвое меньшую, чем утилизационные ПГУ. Кроме того, схема ПГУ с НПГ сложна, так как для автономной работы ПГУ необходимо обеспечивать подачу в топку котла воздуха с соответствующей температурой [25];

в) ПГУ с регенеративным подогревом питательной воды, в которых теплота уходящих газов ГТУ используется для регенеративного подогрева питательной воды энергетических котлов, а «сэкономленный» пар отборов служит для выработки дополнительной мощности в паровой турбине. Эта схема дает экономию топлива, примерно в 2 раза меньшую, чем схема ПГУ

сбросного типа, но позволяет надстроить имеющийся паротурбинный блок ГТУ без серьезных переделок [26].

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 КПД ПГУ. Вследствие этого система регенерации может быть 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. Схема ПГУ с вытесненной регенерацией приведена на рисунке 5 [25].

Рисунок 5 Схема простейшей ПГУ с вытеснением регенерации

ГВП ВД, ГВП НД – газоводяные подогреватели высокого и низкого давления

соответственно; ДТ – дымовая труба

г) ПГУ параллельной схемы, в которой ГТУ со своим КУ, и

энергетический котел вырабатывают пар для общей паровой турбины

(рисунок 6). Пар из КУ, имеющий меньшее давление, чем начальное давление

пара подаваемого в ПТУ, обычно подается в паропровод промежуточного

перегрева пара.

Рисунок 6 Принципиальная схема ПГУ с параллельным включением утилизационной

ПГУ и классической ПТУ

Главное достоинство ПГУ параллельной схемы - простота и освоенность основного оборудования, недостаток - зависимость экономичности от соотношения мощностей, вырабатываемых ГТУ и ПТУ [25].

д) парогазовые установки с высоконапорным парогенератором (ВПГ) (котлом), в котором генерируется пар для паротурбинного цикла, а продукты сгорания высокого давления после ВПГ направляются в ГТУ. Схема такой ПГУ приведена на рисунке 7.

Рисунок 7 Схема ПГУ с ВПГ

а – принципиальная схема; б – термодинамический цикл; ГВП – газоводяной подогреватель;

ВПГ-высоконапорный парогенератор; ГТ-газовая турбина; ПТ-паровая турбина; ПН-

питательный насос; ЭГ-электрогенератор

Преимуществом такой схемы является возможность сжигания в ВПГ тяжелых топлив, однако при этом требуется очистка уходящих газов котла перед их подачей в ГТ.

Теплота сгорания топлива, поданного в ВПГ, в этой схеме частично используется в газовом контуре, а частично – в паровом. За счет теплоты сгорания топлива в паровом контуре обеспечивается часть цикла Ренкина [29].

ПГУ с ВПГ менее надежны, чем ранее рассмотренные ПГУ с

«низконапорными» котлами, работающими на сбрасываемых из ГТУ газах и дожиганием топлива. Наличие между топкой и газовой турбиной большой массы (сотен тонн) металла поверхностей нагрева ВПГ приводит к выносу в турбину окалины и ускоренному износу ее лопаток. Распространенные ГТУ со встроенными камерами сгорания, например ГТЭ-150, вообще нельзя применить в схемах с ВПГ.

Увеличение доли газотурбинной мощности для повышения экономичности ПГУ с ВПГ вызывает большие трудности. При начальных температурах газов 950–1100°С в схемах с близким к термодинамически оптимальному соотношению газо - и паротурбинных мощностей происходит вырождение ВПГ. Так как температура газов в нем снижается всего на 300°С,

количество поверхностей теплообмена в ВПГ сокращается, а для охлаждения отработавших в ГТУ газов с 450–550 до 100–150°С необходимы точно такие же, как в котле-утилизаторе, поверхности. Поскольку именно эти поверхности работают с небольшими температурными напорами, они составляют более

80% поверхности всего котла-утилизатора. Конечно, масса расположенных в ВПГ труб значительно меньше, чем поверхностей аналогичного назначения в котле-утилизаторе, но с учетом прочного корпуса ВПГ суммарная металлоемкость котельного оборудования в ПГУ с ВПГ оказывается больше,