1. 8.2. Область применения гту

По назначению ГТУ разделяются на энергетические ― для привода электрогенератора, приводные ― для привода компрессоров газоперекачивающих станций, металлургических и химических производств, насосов пожаротушения и перекачки нефти и т.д., транспортные ― в качестве двигателей в авиации, водном, железнодорожном и автомобильном транспорте.

Нас интересуют только энергетические ГТУ, которые в зависимости от продолжительности работы под нагрузкой в течение года разделяются на базовые, полупиковые, пиковые и ГТУ аварийного резерва.

Важной особенностью энергетических ГТУ является зависимость их показателей от параметров наружного воздуха, и в первую очередь от его температуры. Под её влиянием изменяется расход воздуха через компрессор, соотношение внутренних мощностей компрессора и газовой турбины, и в итоге – электрическая мощность ГТУ и её КПД.

Изменение электрического КПД ГТУ в сторону его уменьшения особенно значительно при температуре наружного воздуха выше +5÷10⁰С. С повышением температуры наружного воздуха до +15÷40⁰С этот КПД уменьшается на 13÷27% в зависимости от температуры газов перед газовой турбиной и вида сжигаемого топлива.

1.8.3. Парогазовые установки электростанции

Сочетание паротурбинной и газотурбинной установок, объединяемых общим технологическим циклом, называется парогазовой электростанцией. Смысл объединения этих установок в единое целое заключается в снижении потерь отработавшего тепла газовых турбин или тепла уходящих газов парогенераторов и, следовательно, в повышении КПД парогазовой электростанции по сравнению с отдельно взятыми паротурбинной или газотурбинной электростанциями.

Практическое применение нашли ПГУ:

1. С низконапорной паропроизводящей установкой (ННППУ).

2. С высоконапорной паропроизводящей установкой (ВНППУ).

3. С подогревом питательной воды паропроизводящей установке теплотой уходящих газов ГТУ.

4. С котлами-утилизаторами без промежуточного перегрева в паросиловой части цикла.

В основном применение в России получили парогазовые установки с высоконапорными парогенераторами и ПГУ со сбросом отработавших газов в топочную камеру парогенераторов.

Рис.45:

топливо 6 1 2 1―паровая турбина;

2―электрогенератор;

3―конденсатор;

4―питательный насос;

5 7 2 3 5―компрессор;

6―высоконапорный

парогенератор;

воздух продукты сгорания 4 7―газовая турбина.

Высоконапорный парогенератор работает на газовом или очищенном жидком топливе с давлением в топочной камере и газоходах 0,45÷0,55 МПа. Дымовые газы, выходящие из парогенератора с высокой температурой и избыточным давлением, направляются в газовую турбину. На одном валу с газовой турбиной находится воздушный компрессор, нагнетающий воздух в топочную камеру парогенератора.

Особенностью такой парогазовой установки заключается в том, что не требуется дымосос для удаления уходящих газов высоконапорного парогенератора. Уходящие газы являются рабочим телом газовой турбины, которая используется для привода электрогенератора, и, кроме того, воздушного компрессора, замещающего дутьевой вентилятор.

Пар из высоконапорного парогенератора направляется к конденсационной паровой турбине, имеющей обычную тепловую схему, то есть с регенеративным подогревом, деаэрацией и т.д.

Благодаря использованию уходящих газов парогенератора в турбине и дополнительному использованию отработавшего тепла газовой турбины в экономайзерах для подогрева питательной воды парогенератора, КПД такой парогазовой электростанции с высоконапорным парогенератором выше, чем КПД паротурбинной, а тем более газотурбинной электростанции, и может достичь 42÷43%.

Применение схемы со сбросом отработавших газов турбины в топочную камеру парогенератора основано на том, что в камере сгорания топливо в газообразном состоянии сжигают с большим избытком воздуха. По этой причине содержание кислорода в отработавших газах турбины достаточное (16÷18%) для сжигания основной массы топлива в парогенераторе.

Парогазовые электростанции со сбросом отработавших газов в топочную камеру парогенератора имеют те преимущества, что при этом используется парогенератор обычной конструкции и возможно использование в нём любого вида топлива (твёрдого, жидкого, газового). В камере сгорания газотурбинной установки сжигают при этом в относительно меньшем количестве газ или жидкое топливо.

Парогазовая установка может состоять из паротурбинного и газотурбинного энергоблоков обычного типа. Примером может служить сочетание серийного паротурбинного энергоблока 300 МВт с газотурбинной установкой ГТ-100-750-2.

Такое объединение двух установок в общий парогазовый энергоблок имеет целью быстрое увеличение мощности паротурбинным блоком на 40÷45 МВт при отключении регенеративных подогревателей высокого давления (ПВД) в периоды пиковых нагрузок и быстрого их роста. Чтобы сохранить нормальный режим работы парогенератора, питательную воду подогревают отработавшими газами газотурбинной установки, например, в двух последовательно включённых дополнительных экономайзерах. При этом температура отработавших газов ГТУ снижается примерно до 190⁰С, КПД комбинированного парогазового энергоблока достигает примерно 40% при значении КПД паротурбинного энергоблока около 39%.

К парогазовым относятся также установки с парогазовыми турбинами, работающими на парогазовой смеси. В такой установке в камеру сгорания для снижения температуры продуктов сгорания топлива до требуемого значения впрыскивают воду. Испаряясь, вода с газами в виде парогазовой смеси направляется в турбину. Использование воды в камере сгорания позволяет снизить избыток воздуха для горения по сравнению с обычной газотурбинной установкой и, следовательно, несколько повысить КПД установки. Отработавшая парогазовая смесь удаляется в атмосферу непосредственно или через регенератор, в котором подогревается вода перед камерой сгорания.

Все схемы парогазовой установки предполагают частичное или полное использование высококачественного органического топлива (природного газа или жидкого газотурбинного топлива), что тормозит их широкое внедрение. В качестве примера: ПГУ мощностью 250 МВт установлена на Молдавской ГРЭС. За рубежом парогазовые установки получили широкое распространение: США, Англия, Япония, Германия, Франция. Лучшие зарубежные ПГУ работают с КПД нетто 46÷49%, они полностью автоматизированы.

Большое разнообразие существующих схем парогазовых установок и сложные связи между основным оборудованием ПГУ ― газовой турбиной, паровым котлом, паровой турбиной ― вызывают определённые трудности при расчёте энергетических показателей ПГУ. Эти трудности возрастают при комбинированной выработке в ПГУ электрической и тепловой энергии.

Парогазовые установки характеризуются сложным распределением теплоты топлива между видами отпускаемой энергии, что необходимо учитывать при определении энергетических показателей.

Парогазовые установки со сбросом газов газовой турбины в топку парового котла характеризуются тем, что уходящие газы газовой турбины являются высокоподогретыми (до 450÷550⁰С) окислителем с содержанием кислорода 14÷16%. По этой причине их целесообразно использовать для сжигания основной массы топлива в паровом котле.

Парогазовые установки с котлами-утилизаторами почти нигде не применяется из-за небольшой мощности установки и низкого КПД, так как пар в таком котле можно нагреть лишь до начальных параметров пара: давление ―4,0÷4,4 МПа и температура 400÷460⁰С.