Лекція №7. Газотурбінні, парогазові установки

Мета і завдання: Ознайомитись з найпростішими газотурбінними, парогазовими установками та зрозуміти цикл їх робототи, а також при цьому розрізняти їх та вміти використовувати на практиці.

Разом з паротурбінними ТЕС і АЕС в сучасній енергетиці знаходять застосування електростанції з газотурбінними, парогазовими установками (ГТУ, ПГУ). Область застосування ГТУ і найпростішого ПГУ - це пікова і напівпікова частини графіка навантажень.

7.1. Газотурбінні установки

Найпростіша газотурбінна установка і реальний цикл її роботи показана на рис. 7.1 (точки 1', 2', 3', 4' на мал. 7.1 характеризують ідеальний цикл; точки 1, 2, 3, 4 характеризують реальний цикл). На відміну від ідеального циклу ККД реального залежить не тільки від ступеня стиснення , але також від температури газів перед газовою турбіною Т_з, значень внутрішніх відносних ККД турбіни і компресора ^Т_оі, ^К_оі; і втрат тиску в сполучних газоповітроводах. Кожному значенню Т₃ відповідає своє оптимальне значення _опт (мал. 7.2). Це витікає з того, що у міру збільшення  потужність компресора виявляється рівною потужності турбіни (при цьому =0). Така ж рівність потужності турбіни і компресора має місце при 1,0 (=0). Таким чином, функція =f() має максимум при оптимальному значенні _опт. Збільшення ККД ГТУ підвищенням початкової температури Т₃ обмежується жароміцністю металу проточної частини турбіни. Звичайно початкову температуру газів перед турбіною приймають 750-800 °С. Для отримання такої температури при теоретичній температурі згорання палива 1700-2000°С вимагається підтримувати перед турбіною великий надлишок повітря (_В=3 і вище).

Мал. 7.1. Схема найпростішої гту і реальний цикл її роботи.

ККД найпростіших ГТУ має низьке значення (14-18%), тому ГТУ можуть бути використані для покриття лише короткочасних піків навантаження, загальною тривалістю в році 200-300 год. В цьому випадку збільшення паливної складової собівартості 1 кВт*год компенсується зниженням складової капіталовкладень (незначна вартість устаткування).

При значному числі годин роботи (2000-3000 і більше) з метою підвищення ККД ГТУ її виконують з декількома ступенями підведення теплоти і проміжного охолодженя повітря, що стискається, і регенеративним підігрівом стислого повітря, відпрацьованими в газовій турбіні газами (мал. 7.3,а), наближаючи тим самим реальний цикл до циклу Карно.

Регенеративний підігрів стислого в компресорі повітря відпрацьованими в газовій турбіні газами характеризується ступенем регенерації.

_р = (Т_Р-Т''_К)/( Т''_Т - Т''_К) (7.1)

де Т_Р - температура нагрітого в регенераторі повітря, К; Т''_Т - температура газу після турбіни, К; Т"к - температура повітря на виході з компресора, К, або

_р= Т_В/ Т_Г

де ΔТ_В - нагрів повітря в регенераторі; ΔТ_Г- охолодження газів в регенераторі.

Мал. 7.2. Залежність термічного ККД циклу ГТУ від ступеня підвищення тиску.

Мал. 7.3. ГТУ з регенерацією і охолоджуванням повітря.

а - двохвальна схема ГТУ з регенерацією і охолоджувачами повітря; б - залежність термічною ККД ГТУ від введення проміжного охолоджування, нагріву газу і регенерації; 1 - цикли без проміжного підігріву газів і без проміжного охолоджування; 2 - цикли з двома ступенями проміжного охолодження проміжним нагрівом газів.

Звичайно регенератор є трубчастим теплообмінником. Питома поверхня нагріву регенератора Н_р, м²/кг, має залежність від ступеня регенерації

Н_р =А_р/(1-_р) (7.2)

де А - коефіцієнт, що відображає властивості робочого тіла і умови теплообміну.

Таким чином, при _р1 Н_р. На практиці ступінь регенерації приймається в межах 0,6-0,8.

Проміжний підігрів газів і проміжне охолодження повітря здійснюються для підвищення ККД ГТУ, оскільки при цьому збільшується середня температура підведення теплоти і зменшується середня температура її відведення. Дані заходи спільно з регенеративним підігрівом повітря приводять до істотного підвищення ККД ГТУ (див. мал. 7.3,б). Проміжний підігрів газу приводить також до збільшення потужності газової турбіни. Цей підігрів проводиться в додаткових камерах згоряє між газовими турбінами високого і низького тиску. Можливість спалювання в таких камерах додаткової кількості палива визначається значним надлишком повітря і утриманням кисню після газової турбіни високого тиску на рівні 16-18%.

Проміжне охолоджування повітря здійснюється в спеціальних повітреохолоджувачах, розміщуваних між розділеним на частини повітряним компресором. Цей захід знижує споживану потужність, затрачувану на привід компресора. Зниження температури стислого повітря підвищує також ефективність роботи регенератора, оскільки зменшує температуру прохідних газів, звичайно приймається в паротурбінних установках (160-170°С). Проміжне охолодження повітря вимагає незначної витрати води в порівнянні з витратою циркуляційної охолоджуючої води в парових турбоустановках.

Одним з найпоширеніших методів утилізації теплоти ідучих з ГТУ газів є їх використовування для опалювання і гарячого водопостачання. Мережна вода нагрівається при цьому в теплообмінниках, розташованих у випускному тракті турбіни. Даній схемі віддають перевагу перед схемами з використанням теплоти ідучих газів, в регенераторах. Підігрівачами теплофікацій мережної води забезпечені вітчизняні базові установки потужністю 25, 50 і 100 МВт.

Відведення теплоти для теплофікації проводиться не тільки з підігрівача теплофікації, але і з проміжних повітряохолоджувачів, які виконуються в таких випадках двохсекційними. Нагріта в першій секції вода поступає для подальшого підігріву в підігрівач теплофікації, а друга секція при цьому охолоджується циркуляційною водою. Безпосереднє використовування гарячої води з повітряохолоджувачів звичайно виключається через низьку температуру води. В окремих випадках ця теплота може утилізуватися в таких низькопотенційних системах, як плавальні басейни і т.д.