6 Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций

4.1 Тепловой цикл газотурбинных установок.

Наряду с паротурбинными ТЭС в современной энергетике широко используются газотурбинные (ГТУ) и парогазовые (ПГУ) установки.

Газотурбинная установка – это тепловой двигатель, рабочее тело в котором остается газообразным во всех точках теплового цикла. Цикл ГТУ состоит из следующих процессов (рисунок 4.1):

• адиабатного сжатия, соответствующего сжатию воздуха в компрессоре (линия 1-2′);

• и зобарного подвода теплоты q₁, что соответствует сжиганию топлива в камере сгорания (линия 2′-3′);

• адиабатного расширения, что соответствует расширению продуктов сгорания в газовой турбине (линия 3′-4′) и выполнению работы в объеме q₁ - q₂;

• конечного изобарного процесса, в котором от рабочего тела отводится теплота q₂ (линия 4′-1).

Реальному процессу соответствуют линии 1-2-3-4.

Термический КПД идеальной установки

(4.1)

Используя показатель адиабаты k=c_p/c_v и соотношения между температурами при изобарном и адиабатном процессах, после преобразования (4.1) получим выражение для КПД идеальной ГТУ:

(4.2)

где λ = p₂/ p₁ – степень повышения давления в ГТУ;

ε =v₁ /v₂ – степень сжатия воздуха.

Из (6.2) следует, что термический КПД газотурбинного цикла с подводом теплоты при постоянном давлении увеличивается при возрастании степени сжатия.

К ПД реального цикла зависит не только от степени сжатия, но и от температуры газов Т₃ перед газовой турбиной (рис.4.2), значений внутренних относительных КПД турбины η_oi^т и компрессора η_oi^к. Увеличение начальной температуры Т₃ газа на входе в турбину ограничивается жаропрочностью металла проточной части турбины. Начальная температура газов составляет 750 – 800⁰С. Для получения такой температуры при температуре сгорания топлива 1700 - 2000⁰С требуется обеспечить большой избыток воздуха в камере сгорания перед турбиной. Превышение может составлять 300% и более.

Простейшие ГТУ имеют низкий КПД – порядка 14-18%, расход топлива превышает на 20-30% расход топлива на паротурбинных блоках. Поэтому целесообразно использовать такие ГТУ только для покрытия максимума нагрузки - 200-300 часов в году (коэффициент использования k_u = 0,035 в отличие от мощных блочных ТЭС, работающих в базисной части графика и имеющих k_u = 0,68- 0,82). Тем не менее использование ГТУ достаточно рационально, так как компенсирует капвложения на резервные мощности: затраты на ГТУ на 25-35% ниже, чем на паротурбинные установки. При более значительном числе часов использования (порядка 2000 - 3000 часов в год) ГТУ выполняют с несколькими ступенями подвода теплоты и промежуточного охлаждения сжимаемого воздуха, а также с регенеративным подогревом сжатого воздуха отработавшими в ГТУ газами (ГТУ по сложному циклу – см. далее).

На рисунке 4.3 представлены простейшие схемы одновальных ГТУ с регенерацией теплоты отработавшими в турбине газами (рис.4.3.а) и ГТУ по сложному циклу с промежуточным охлаждением сжимаемого воздуха и регенерацией (рис.4.3, б).

ГТУ с регенерацией (рисунок 4.3) имеет поверхностный теплообменник, в котором происходит подогрев поступающего в камеру сгорания воздуха за счет утилизации теплоты уходящих газов.

6.2 Классификация ГТУ

ГТУ могут выполняться по следующим тепловым циклам:

1) с постоянным давлением сгорания (р₂=const);

2) со сгоранием при постоянном объеме.

Практическое применение получили установки по первому принципу (р₂=const), так как их КПД выше.

В зависимости от способа передачи части теплоты холодному источнику ГТУ разделяют на установки открытого и замкнутого циклов.

• ГТУ открытого цикла – установка, в которой рабочее тело поступает из атмосферы, однократно проходит через все элементы ГТУ и выбрасывается в атмосферу. Рабочим телом таких установок служит атмосферный воздух и продукты сгорания органических топлив.

• ГТУ замкнутого цикла (замкнутая ГТУ) – установка, в которой рабочее тело непрерывно циркулирует по замкнутому контуру. Отвод теплоты осуществляется в специальных теплообменниках. Рабочим телом в таких ГТУ служит воздух, азот, углекислый газ, гелий и др. вещества.

В зависимости от эксплуатационных и технико-экономических требований (номинальная мощность, экономичность, маневренность, уровень автоматизации управления и т.п.) ГТУ могут выполняться одновальными и многовальными.

По назначению ГТУ разделяют на:

• энергетические – предназначенные для привода электрических генераторов;

• приводные – для привода компрессоров газоперекачивающих станций, металлургических и химических производств, насосов перекачки нефти, пожаротушения;

• транспортные – используемые в качестве двигателей в авиационном, водном, железнодорожном и автомобильном транспорте.

Энергетические ГТУ в зависимости от продолжительности работы в течение года разделяют на базовые, полупиковые, пиковые ГТУ и ГТУ аварийного резерва. ГТУ для привода компрессоров газоперекачивающих станций используются около 6000 часов/год при средней наработке на пуск более 300 часов.

3. Схемы ГТУ

ГТУ открытого цикла выполняются по простому циклу и по сложному циклу. ГТУ по простому циклу не имеют промежуточного подогрева газа (промежуточных камер сгорания), регенеративного подогрева и промежуточного охлаждения сжимаемого воздуха. ГТУ по сложным циклам включают одну или несколько ступеней промежуточного охлаждения воздуха при сжатии в компрессоре, две ступени и более подвода теплоты.

Одновальные ГТУ по простому циклу (простые ГТУ) состоят из воздушного компрессора (ВК), газовой турбины (ГТ), камеры сгорания и нагрузочного устройства. (рис 4.1). Двухвальные ГТУ по простому циклу состоят из воздушного компрессора, расположенного на компрессорном вале, приводимом во вращение турбиной высокого давления (ТВД), турбина низкого давления (ТНД) в такой схеме располагается на валу с нагрузочным устройством Н (генератором). В аналогичных схемах ТВД и ТНД могут меняться местами.

Примеры схем двухвальных ГТУ по сложному циклу представлены на рисунках 4.4. 4.5. Используются также трехвальные ГТУ по простому и сложному циклам.

Цикл ГТУ с регенерацией теплоты уходящих газов характеризуются степенью регенерации σ

(4.3)

где G_в и G_г – расход воздуха и газов;

i_в2 и i_в1– удельная энтальпия воздуха соответственно на выходе и входе в теплообменник;

i_гт - удельная энтальпия газов за турбиной и

i_гв – удельная энтальпия газов при температуре воздуха на входе в теплообменник

1, 4, 7 – см. рис.4.4; 2 – КНД; 3 – камера сгорания высокого давления (КСВД); 5 – ТВД; 6 – КВД; 7-ТНД; 8 – камера сгорания низкого давления (КСНД); 9 – воздухоохладитель.

Рисунок 4.5 - Схема двухвальной ГТУ открытого цикла с разделенным компрессором, промежуточным охлаждением воздуха и промежуточным подводом теплоты.

1

ГТУ замкнутого цикла (рисунок 4.6) состоит из газового компрессора 1 турбины 2, газоохладителей 3 и регенератора 4. Подвод теплоты от внешнего источника производится в теплообменнике 5. Регулирование мощности производится за счет изменения количества рабочего тела, циркулирующего в контуре. При постоянных значениях температуры газа перед газовой турбиной и компрессором расход газа прямо пропорционален давлению в соответствующих точках контура. Изменение давления в контуре обеспечивается его соединением с емкостями высокого 6 и низкого 7 давления. Между емкостями установлен перекачивающий компрессор 8.

1- компрессор; 2 – газовая турбина; 3 - охладитель газа; 4 – регенератор; 5 - нагреватель газа; 6,7 – газгольдеры высокого и низкого давлений; 8 – перекачивающий компрессор; 9- управляющий клапан.

Рисунок 4.6 – Принципиальная схема ГТУ замкнутого цикла.

4. Расчет характеристик ГТУ

Мощность компрессора, расходуемая на сжатие 1 кг воздуха за 1 секунду, зависит от степени повышения давления

(4.4)

Где с_р – теплоемкость воздуха,

р_к1 - давление на входе компрессора, р_к2 - конечное давление на выходе из компрессора, соответствующее паспортным данным;

Т_а – температура атмосферного воздуха;

- внутренний относительный КПД компрессора; - то же турбины.

р₁ = р_а –Δр₁ , где р_а - атмосферное давление, Δр₁ – потери давления на входе в компрессор, составляют около 2% от р_а.

Мощность турбины, приходящаяся на 1 кг/с расходуемого воздуха

(4.5)

где с_рг – теплоемкость продуктов сгорания (газов);

- температура продуктов сгорания на выходе из камеры сгорания и на входе в турбину;

р_т1 - давление продуктов сгорания на входе в турбину, р_т1 = р_к2 – Δр_кс, здесь Δр_кс – потери давления в камере сгорания и трубопроводах от компрессора к турбине; можно принять Δр_кс = 0,03 р_к2.

р_к2 – давление за турбиной, р_к2 = р_а + Δр_т. Здесь Δр_т – потери давления в выхлопном тракте турбины; обычно Δр_т =0,02 р_а ;

- внутренний относительный КПД турбины

b – количество топлива (кг/с), сжигаемого за 1с в расчете расхода 1кг/с воздуха;

(4.6)

Мощность электрического генератора W_г при расходе воздуха через компрессор в количестве G_В кг/с:

W_г = (w_т – w_к)G_Вη_г (4.7)

Количество тепла, подводимого к рабочему телу в камере сгорания

(4.8)

В (4.7), (4.8): Т_К2 – температура воздуха за компрессором, Т_к2 = Т_а+w_к / с_р

Т_тл и с_ртл – температура и теплоемкость топлива;

η_г – КПД электрического генератора.

Коэффициент полезного действия ГТУ по выработке электроэнергии

η_гту = W_г / ( ∙B) (4/9)

где В = bG - количество сжигаемого топлива (кг) при расходе воздуха в объеме G_В.

4.5 Воздушно-аккумулирующие ГТУ

Воздушно-аккумулирующие газотурбинные установки (ВАГТУ) являются достаточно перспективным средством выравнивания графика нагрузок в энергосистемах, что особо важно при использовании в системе значительной доли мощностей атомных электростанций (АЭС), работающих в базисной части графика нагрузок. Эта ситуация характерна для ЕЭС Украины. ВАГТУ предоставляют возможность аккумулировать энергию с последующим ее использованием в период максимума нагрузок энергосистемы. При использовании ВАГТУ (в отличие от обычных ГТУ) процессы сжатия воздуха компрессором и его расширения вместе с продуктами сгорания топлива в турбине сдвинуты во времени. Кроме того, расходы воздуха через компрессор и газовую турбину могут отличаться в несколько раз. Существенным фактором при использовании ВАГТУ является повышенный уровень гидравлического сопротивления в трактах, соединяющих воздушный аккумулятор с воздушным компрессором и турбиной (включая изменение давления в воздушном аккумуляторе из-за нагрева или охлаждения воздуха).

Воздух в аккумуляторы воздушно-аккумулирующих электростанций (ВАЭС) закачивается компрессором с электроприводом в часы глубоких провалов (обычно ночных) энергопотребления в энергосистеме. В период пика нагрузок воздух из аккумулятора направляется в камеру сгорания (КС) газовой турбины, где сжигается жидкое или газообразное топливо, продукты сгорания которого направляются в ГТУ. Количество энергии, вырабатываемой ВАГТУ и отдаваемой в сеть энергокомпании, превышает примерно в 1,4 – 2 раза энергию, затраченную на сжатие и аккумулирование воздуха.

На рисунке 4.7 представлены варианты принципиальных схемы ВАГТУ. В качестве приводов компрессоров используются электродвигатели. Закачка

воздуха в воздушный аккумулятор осуществляется в часы ночного провала электрических нагрузок. Существенный экономический эффект в схеме ВАГТУ дает использование многоступенчатого сжатия в компрессорах с промежуточным охлаждением и многократный подвод теплоты при расширении газа в турбине.

ВАГТУ на рисунке 6.7-а) оснащена трехступенчатой компрессорной группой, в которой использованы два промежуточных и один концевой воздухоохладители (ВО). В турбогруппе предусмотрен двукратный подвод теплоты (две КС). В данной схеме при мощности газотурбинной группы 500 МВт требуется расход воздуха 50тыс. м³/час при постоянном давлении (или 200тыс. м³/час постоянного объема).

Схема рис.6.7 –б) примечательна тем, что снабжена только одним мотор-генератором, который с помощью сцепных муфт поочередно соединяется с компрессором или турбиной, выполняя роль приводного двигателя компрессора или генератора. Мощность этой установки 290 МВт.

6.6 Парогазовые установки

Установки, в которых осуществляется комбинация циклов газовых и паровых турбин, называются комбинированными энергетическими установками (КЭУ). Эти установки работают с двумя тепловыми двигателями, использующими в качестве рабочего тела разные среды, причем теплота рабочего тела, отработавшего в первом двигателе, называемом верхним или надстройкой, почти полностью используется во втором, называемом нижним. Нижним двигателем в КЭУ является паровая турбина.

Парогазовые установки (ПГУ) представляют собой один из видов КЭУ. В этих установках отработавший в газовой турбине (ГТУ) газ используется для производства пара в котле. Отработавший в ГТУ газ имеет достаточно высокую температуру, заменяя при этом часть топлива, сжигаемого в топке парового котла. Снижаются также затраты на подготовку воздуха ввиду большого содержания кислорода в отработавших в ГТУ газах (порядка 16 - 18%). При этом отпадает потребность в воздухоподогревателе для котлов. Однако это в свою очередь приводит к повышению температуры уходящих газов парового котла, что снижает его кпд. Соответственно в целом кпд установки повышается незначительно. Возможна перестройка тепловой схемы паровой части установки с заменой регенеративного подогрева питательной воды на газоводяные подогреватели. В этом случае вся установка должна работать в базовой части графика нагрузок, т.к. подогрев питательной воды требуется постоянно.

Электроэнергия вырабатывается генераторами, у одного из которых приводом служит ГТУ, у второго - паровая турбина.

На рисунке 4.8 представлена схема ПГУ с низконапорным парогенератором. Установка не содержит воздухоподогревателя в схеме подачи топлива в котел, а в целях снижения температуры отходящих из котла газов часть питательной воды подается в нижнюю часть водяного экономайзера (15) минуя ПВД.

1-забор воздуха; 2 – компрессор; 3 – подача топлива; 4 – камера сгорания; 5 - газовая турбина; 6 – выход отработавших газов; 7 – генератор; 8 – паровой котел; 9 – паровая турбина; 10 – конденсатор; 11 – конденсатный и питательный насосы; 12 – подогреватели низкого давления; 13 – деаэратор; 14 – подогреватели высокого давления; 15, 16 – экономайзеры.

Рисунок 6.8 – Упрощенная схема парогазовой установки со сбросом отработавших газов в паровой котел.

Давление в топке котла –парогенератора около 0,1 МПа, поэтому эти котлы называют низконапорными. Их достоинство в мобильности, т.е. быстром наборе мощности, ввиду чего их целесообразно использовать в качестве пиковых, отключая ГТУ на время снижения нагрузок в системе, поскольку ГТУ потребляет достаточно дорогостоящее топливо (природный газ или мазут). Удельный расход топлива в таких ПГУ на 3-4% ниже, чем у паротурбинной установки с теми же параметрами пара.

Б олее эффективным с точки зрения экономии топлива и повышения кпд является использование так называемых высоконапорных котлов (ВПК) (рисунок.6.9) , в которых камера сгорания является одновременно и топкой парового котла, в которой расположены поверхности нагрева для получения пара. В топке такого котла давление равно давлению газов перед газовой турбиной, что позволяет исключить наличие камер сгорания. Высокое давление газов улучшает условия теплообмена, сокращает объем камеры сгорания (топки) по сравнению с объемами топок обычных котлов. Подогрев питательной воды осуществляется за счет теплоты уходящих газов, что соответственно снижает недовыработку мощности турбиной при наличии регенеративного подогрева. Кпд таких установок достигает 42 – 43,5%.

Для снижения потери теплоты с отходящими газами осуществляется подогрев питательной воды для паротурбинной установки за счет теплоты отходящих газов, что соответственно снижает недовыработку мощности турбиной при наличии регенеративного подогрева. Подогреватели высокого давления в таких установках могут быть отключенными от отборов пара из ЦВД и получать нужное тепло от отходящих газов. Запуск в работу и регулирование режима установки осуществляется с помощью камеры сгорания, которая устанавливается параллельно основному высоконапорному котлу. КПД таких установок достигает 42 – 43,5%, экономия условного топлива может составлять 30÷35 г/кВт·час.

Себестоимость электроэнергии, которая производится на таких энергоустановках, на 10-12 % ниже, чем на высокоэффективных блоках 800МВТ, которые работают на природном газе, на 17-20% ниже стоимость 1 кВт установленной мощности. Ведутся работы из создания высокопродуктивных ГТУ-ПГУ с высокотемпературной очисткой газов и утилизацией потоков теплоты, что позволило бы более широкое использование таких установок для утилизации промышленных отходов топлива и теплоты.

Контрольные вопросы

1. Схемы ТЭС с газотурбинными и парогазовыми установками.

2. Энергетическая эффективность регенерации теплоты на ПГУ.