3.1.2. Газотурбинные и парогазовые тэц

3.1.2.1. Газотурбинные тэц

Различают энергетические и транспортные ГТУ, разомкнутого и замкнутого цикла, одно- и многовальные. В промышленной энергетике нашли применение одно- и многовальные ГТУ разомкнутого цикла (связаны по воздуху и продуктам сгорания с окружающей средой), предназначенные для привода электрогенератора. На газотурбинных ТЭЦ (ГТ ТЭЦ) за газовыми турбинами ГТ устанавливают котлы-утилизаторы для выработки технологического пара и (или) горячей воды.

Идеальный цикл и принципиальная тепловая схема газотурбинной ТЭЦ (ГТ ТЭЦ) приведены на рис. 3.3, а перечень основного оборудования и процессов представлен в подрисуночной надписи [4].

Рис. 3.3. Идеальный цикл и тепловая схема ГТ ТЭЦ

К – воздушный осевой компрессор (1-2 – адиабатный процесс повышения давления воздуха в К); КС – камера сгорания (2-3 – изобарный процесс подвода теплоты в КС); ГТ – газовая турбина (3-4 – адиабатный процесс расширения газа в ГТ); КУ – водогрейный котёл-утилизатор (4-5 – изобарный процесс отвода теплоты от выхлопных газов в КУ для подогрева воды в изобарном процессе b-c); СН - сетевой насос (a-b – адиабатный процесс повышения давления сетевой воды в СН)

В идеальном цикле ГТУ (цикле Брайтона) в T,s-диаграмме удельный подвод теплоты q₁ в КС представляет собой площадь 1'-2-3-4'-1', удельный отвод теплоты в окружающую среду q₂ – площадь 1'-1-4-4'-1', а удельная работа цикла l_ц равна их разности, т.е. площади 1-2-3-4-1. В цикле ГТ ТЭЦ по сравнению с ГТЭС (газотурбинной электростанцией) выхлопные газы ГТ отводятся в котёл-утилизатор КУ, отдавая на нагрев воды удельную теплоту q_ГТ (площадь 4-4'-5'-5-4), которая составляет значительную часть q₂, а их разность (q_УХ = q₂ - q_ГТ) отводится после КУ

.В реальном цикле ГТУ без КУ (рис. 3.4) необходимо учитывать ряд потерь:

Рис. 3.4. Реальный цикл и энергетический баланс ГТ ТЭЦ

1. Потери от необратимости процесса повышения давления («сжатия») воздуха в компрессоре К и расширения газа после камеры сгорания КС в газовой турбине ГТ (по 12-15 % при соответствующем отклонении процессов от адиабатных с возрастанием энтропии);

2. Потери при сжигании топлива в КС (0,3-0,5 %), механические потери в К и ГТ (по 0, 5-1,0 %), потери в электрогенераторе (1,0-1,5 %). На рис. 3.5 эти потери объединены в Q . Обычно их учитывают соответствующими КПД: , , и .

3. Потери теплоты с выхлопными газами ГТ - Q .

4. Потери давления в комплексном воздухоочистительном устройстве КВОУ перед компрессором К ( ) , в тракте от К до ГТ ( ) и выхлопном патрубке ГТ с дымовой трубой ( ). Они увеличивают внутреннюю мощность К N и уменьшают внутреннюю мощность ГТ N , что приводит к уменьшению эффективной и электрической мощности ГТУ. Обычно, = = (0,01-0,015) р , а = (0,03-0,05)р₂. В ГТУ с КУ = (2,5-3,5) кПа.

Ниже приводится краткая сводка основных формул для теплотехнического расчёта ГТУ [4]. Электрический КПД ГТУ брутто при расходе топлива в КС В_КС (кг/с) без предварительного подогрева представляет собой отношение электрической мощности брутто N (кВт) к подводу теплоты в КС Q_КС, кВт

Q_КС = В_КС Q , (3.1)

т. е.

η = N /(В_КС Q ). (3.2)

В современных ГТУ уровень η не превышает 38-40 %. Это значит, что в реальном цикле теплота выхлопных газов за ГТ может составлять около 60 % и на ГТ ТЭЦ её значительная часть может быть использована в КУ c тепловой мощностью Q_Т для выработки пара или (и) горячей воды с целью теплоснабжения потребителей.

По аналогии с паротурбинными ТЭЦ эффективность ГТ ТЭЦ удобно оценивать с помощью КПИТ брутто (1.4), равного

η = (N + Q_Т)/(В_КС Q ). (3.3)

На номинальном режиме работы ГТ ТЭЦ η лежит в пределах 82-89 % в зависимости от типа и характеристик исходной ГТУ и установленного КУ.

Для одновальной ГТУ, изображённой на рис. 3.3,

N = (N - N / ) η = N η , (3.4)

где N - эффективная мощность ГТУ, кВт; η - КПД электрогенератора ГТУ; и - механический КПД ГТ и К; а N и N - внутренняя мощность ГТ и К, рассчитываемая по формулам (кВт),

N = G c ( ^в - 1) / , (3.5)

N = G c (1 - ^г) , (3.6)

где G и G ≈ G + В - массовый расход воздуха через К и газа через ГТ, кг/с; c и c - средняя изобарная удельная теплоёмкость воздуха и газа, кДж/(кг К); = р₂ /р₁ и = р₃ /р₄ = – степень повышения давления воздуха в К и снижения давления газа в ГТ (рис. 3.3 – 3.4); m = (k_в – 1)/k_в = R / c и m = (k_г – 1)/k_г = R / c – показатель степени для воздуха и газа, а k_в и k_г – показатель адиабаты для воздуха и газа; R и R - газовая постоянная воздуха и газа, кДж/(кг К); и - изоэнтропный КПД К и ГТ (соответственно 0,85- 0,87 и 0,88-0,92).

Термический КПД цикла Брайтона

η = 1 - ^в (3.7)

Внутренний КПД ГТУ простого цикла рассчитывается по формуле

η = [ c (1 - ^г) - c ( ^в - 1) / ]/[ -1- ( ^в - 1) / ], (3.8)

где = Т₃/Т₁ – температурный коэффициент (отношение начальной температуры газа перед ГТ (К) к температуре наружного воздуха (К).

На рис. 3.5 приведена зависимость η от основных характеристик ГТУ.

Рис. 3.5. Внутренний КПД ГТУ

Представленные кривые свидетельствуют о возможности достижения при заданном значении Т_НТ = Т₃ и максимума η . Например, при Т₃ = 1373 К (1100 °С) максимум η = 38,5 % достигается при = 25, что при современном уровне компрессоростроения нереализуемо в однокорпусном К ГТУ простого цикла.

Наряду с согласованным повышением температуры газа перед ГТ Т₃ (t₃) и степени повышения давления воздуха , применяются следующие методы повышения эффективности ГТУ: 1) регенеративный подогрев воздуха перед КС (за счёт утилизации теплоты выхлопных газов ГТ в регенераторе); 2) промежуточное охлаждение воздуха в К (снижение удельной работы сжатия); 3) промежуточный подвод теплоты в КС (увеличение удельной работы расширения) [4].

Температура воздуха после К t₂ и газа после ГТ t₄ определяется по формулам, °С

t₂ = t₁ + Т₁ ( ^в - 1) / , (3.9)

t₄ = t₃ - Т₃ (1 - ^г) , (3.10)

где t₁ (Т₁) и t₃ (Т₃) –температура воздуха на входе в К и газа на входе в ГТ, °С (К).

Тепловой баланс КС записывается в виде

G h₂ + В_КС (Q + h_т + g_рh_р) = G₃ h₃, (3.11)

где G < G - расход воздуха, подаваемый в КС (часть воздуха – до 10-16 % - из промежуточных ступеней К подаётся на охлаждение ГТ), кг/с; h₂, h_т, h_р, h₃ – удельная энтальпия воздуха, топлива, распылителя (пара или воды) перед КС и газа после КС, кДж/кг; g_р – удельный расход распылителя, кг/кг топлива.

G и В_КС связаны зависимостью

G = L₀ В_КС, (3.12)

где - коэффициент избытка воздуха в КС (при t₃ = 1100-1500 °С на природном газе ≈ 3,2-1,9); L₀ = V₀ – теоретически необходимая масса воздуха для сжигания 1 кг топлива, кг/кг; V₀ – теоретически необходимый объём воздуха для сжигания 1 м³ природного газа (ПГ); и - плотность сухого воздуха и природного газа при нормальных условиях (для ПГ из газопровода Уренгой-Ухта L₀ = 9,42·1,293/0,724 = 16,82 кг/кг).

Обычно искомыми величинами на рассматриваемом режиме являются и В_КС при заданной температуре (энтальпии) t₃ (h₃) газа перед ГТ. Поэтому выражения (3.11-3.12) решаются методом итераций. Их совместное решение с учётом очевидного равенства

G₃ = G + В_КС = (1 + L₀) В_КС (3.13)

и упрощающего допущения об отсутствии распылителя (g_р = 0) даёт более простое выражение для итерационного расчёта (на 1 кг сгоревшего топлива)

L₀h₂ + (Q + h_т) = (1 + L₀) h₃. (3.14)

Расчёт по выражению (3.14) возможен при наличии таблиц энтальпий продуктов сгорания h₃ соответствующего топлива в зависимости от и t₃ (Т₃). При их отсутствии массовый расход продуктов сгорания можно представить в виде суммы чистых продуктов сгорания ЧПС с энтальпией h₃₀ и избыточного воздуха ИВ (на 1 кг сгоревшего топлива), т.е.

(1 + L₀) = (1 + L₀) + ( - 1), (3.15)

Совместное решение выражений (3.14) и (3.15) даёт формулу для непосредственного расчёта

= [Q + h_т – (h₃₀ - h_3В0)] / (h_3В0 – h_2В0). (3.16)

где h_2В0 и h_3В0 – энтальпия теоретически необходимого количества воздуха для сжигания 1 кг топлива соответственно при температуре t₂ (Т₂) и t₃ (Т₃), кДж/кг. Энтальпии ЧПС и ИВ можно принять по нормативным данным или рассчитать по приведённым формулам.

По полученному значению рассчитывается В_КС в соответствии с формулой (3.12). Поскольку часть воздуха из К отбирается на охлаждение ГТ G = G - G (кг/с), то избыток воздуха в уходящих газах ГТ находится по (3.12) в виде

= G /L₀ В_КС. (3.17)

Тепловая мощность ГТ ТЭЦ, т.е. тепловая мощность КУ, необходимая для расчёта η по соотношению (3.3), рассчитывается по формуле

Q_Т = G₃ (1 – φ_УТ) (h₄ - h_УХ ) φ, (3.18)

где φ_УТ – доля утечки выхлопных газов из концевых уплотнений ГТ (0,002-0,003); h₄, h_УХ – энтальпия выхлопных газов ГТ до и после КУ, кДж/кг; φ – коэффициент сохранения теплоты в КУ.

Принципиальная тепловая схема ГТ ТЭЦ для обеспечения сантехнических нагрузок предприятия была приведена на рис. 3.3. Более сложным является вариант одновременного отпуска от ГТ ТЭЦ технологического пара и сетевой воды (рис. 3.6 - г. Астрахань [4]). Выхлопные газы ГТУ направляются в КУ-1 с паровым и водогрейным контурами. Паровой контур состоит из экономайзера ЭК, испарителя И и пароперегревателя ПЕ. Питательная вода после деаэратора подогревается в ЭК и далее подаётся в барабан КУ-1, из которого поступает в испарительный контур И. Отсепарированный насыщенный пар из барабана направляется в пароперегреватель ПЕ.

Регулирование температуры перегретого пара после ПЕ осуществляется с помощью впрыскивающего пароохладителя, в котором в качестве охлаждающего агента используется часть питательной воды после ЭК

Рис. 3.6. Принципиальная тепловая схема ГТ ТЭЦ (г. Астрахань)

. Перегретый пар после пароохладителя направляется к технологическим потребителям, а обратный конденсат после конденсатоочистки и предварительного подогрева - в деаэратор. Туда же подводится добавочная вода после ВПУ. Часть сухого насыщенного пара из барабана КУ-1 направляется в деаэратор ГТ ТЭЦ в качестве греющего теплоносителя. Водогрейный контур КУ-1 состоит из газового сетевого подогревателя ГСП, сетевая вода в который подаётся сетевыми насосами СН, а после ГСП - к тепловым потребителям ТП.

На рассматриваемой ГТ ТЭЦ установлены три однотипных энергоблока, что обеспечивает требуемый уровень надёжности энергоснабжения в случае аварийной остановки одного из блоков. На схеме приведены одновальные ГТУ, однако более эффективна установка двухвальных ГТУ, которые имеют более широкий диапазон регулирования нагрузки с более высоким КПД на частичных нагрузках. В двухвальной ГТУ один вал предназначен для привода К от ГТ высокого давления (ГТ ВД), а второй - для привода электрогенератора от ГТ низкого давления (ГТ НД), которую часто называют силовой турбиной (СТ). Для обеспечения пикового теплопотребления в КУ может быть предусмотрена подтопка.

В таблице 3.2 приведены основные технические характеристики энергоблоков ряда ГТУ отечественных заводов. Типы и характеристики энергетических ГТУ зарубежных фирм широко представлены в [4]. На ГТ ТЭЦ небольших и средних предприятий обычно устанавливают по две-четыре ГТУ (с КУ) единичной электрической мощностью по 6-30 МВт.

Следует иметь в виду, что ГТУ рассчитаны на использование высококачественного топлива – природного газа или специальных видов жидкого топлива (керосина, газотурбинного или дизельного топлива). При использовании природного газа на ТЭЦ предприятий необходимо учитывать, что в газопроводах высокого давления (от ГРС до крупных ГРП) давление газа не превышает 1,2 МПа, а в газопроводе среднего давления (после крупных ГРП) – 0,3 МПа. Поэтому при строительстве ГТ ТЭЦ в зоне городской застройки для подачи газа в КС необходимо устанавливать дожимные компрессорные станции.

Оптимизация структуры ТЭБ России с увеличением в нём доли потребления твёрдого топлива (рис. 1.3) возможна при применении ГТУ с внутрицикловой газификацией твёрдого топлива (ВЦГТ) за счёт получения в газогенераторе газа, подготовленного к сжиганию в КС ГТУ. Комплексное решение возникающих при этом энергетических и экологических проблем с оптимизацией схем и параметров установок возможно не в газотурбинном, а парогазовом цикле. В связи с ограниченным объёмом ОК рекомендуется самостоятельно ознакомиться с указанными материалами.

Таблица 3.2