Основные технические характеристики гту и пгу зарубежных фирм

Характеристика	Фирма-производитель и тип ГТУ
	Сименс, Германия		GE*, США		Mitsubishi, Япония
	SGT5-4000F	SGT5-8000H**	MS9001 FA	GTU9G	MW701F	MW701G
1. Электрическая мощность, МВт	265	340	255,6	282	270,3	334
2. КПД электрический, %	38,5	39,0	36,5	39,5	38,2	39,5
3. Степень повышения давления в К	17	19,2	15,4	23	17	21
4. Расход выхлопных газов, кг/с	656	820	624	700	664	750
5. Температура газа перед ГТ, °С	1315	1500	1288	1430	1350	1410
6. Температура газа после ГТ, °С	584	625	609	583	586	587
7. Мощность ПГУ с конденсац. ПТ, МВт	400	530	-	-	-	-
8. КПД электрический ПГУ, %	58	60	-	-	-	-
9. Число оборотов ротора ГТУ, об/мин	3000	3000	3000	3000	3000	3000
10. Масса ГТУ, т	330	444	-	-	340	420
*GE – General Electric. **Выбросы от SGT5-800H: СО - 10 ppm, NOX – 25 ppm

Данные табл. 3.5 свидетельствует об одинаковом уровне газотурбостроения ведущих фирм мира. Резкое повышение t₃ (до1350-1500 °С) не сопровождается синхронным ростом (рис. 3.5), а некоторое снижение мощности и КПД ГТУ компенсируется повышенной мощностью и КПД паротурбинной части ПГУ.

Особенностью эксплуатации ГТУ и ПГУ является зависимость их характеристик от температуры наружного воздуха. В частности, с понижением t₁ снижается t₄, что приводит к соответствующему снижению параметров пара и паропроизводительности КУ. Для обеспечения требуемой мощности ПТ в КУ иногда применяется дожигание топлива. Многочисленные исследования, однако, показывают, что при этом снижается общая эффективность использования топлива в ПГУ (табл. 8.15 [4]). Использование ПВК для покрытия пикового теплопотребления термодинамически менее эффективно, чем дожигание, поскольку дополнительный подвод топлива в ПВК направлен на дополнительный отпуск ТЭ без выработки ЭЭ.

В заключение раздела о ПГ ТЭЦ рассмотрим тепловую схему промышленно-отопительной ТЭЦ (Kirkniemi, Финляндия), сочетающей в себе парогазовые и традиционные паротурбинные технологии (рис. 3.11).

Рис. 3.11. Принципиальная тепловая схема производственно-отопительной ПГ ТЭЦ

1 – главный паропровод ВД; 2 – паропровод технологического пара СД для ТП1; 3 - паропровод технологического пара НД для ТП2; ПК1 – энергетический паровой котёл; ПК2 – пиковый паровой котёл; ТП3 – сантехнические и коммунально-бытовые потребители; ПТ1 – паровая турбина с противодавлением; ПТ2 – паровая турбина с производственными отборами и конденсацией; ГСП – газовый сетевой подогреватель

К основному оборудованию парогазовой части ТЭЦ относится ГТУ типа 6FA GE и четырёхконтурный КУ с дожиганием (три паровых контура - высокого, среднего и низкого давления и один – водогрейный). Перегретый пар паровых контуров распределяется следующим образом: пар ВД поступает в главный паропровод 1, а из него – в ПТ1 и ПТ2; пар СД подаётся к группе технологических потребителей ТП1, а пар НД – к группе технологических потребителей ТП2. Паровой котёл ПК1 обеспечивает дозагрузку ПТ1 и ПТ2 паром ВД, а пиковый паровой котёл ПК2 обеспечивает пиковое теплопотребление ТП1 паром СД. Пар из регулируемых производственных отборов ПТ2 и противодавления ПТ1 распределяется между ТП1 и ТП2.

Водогрейный (хвостовой) контур КУ представляет собой газовый сетевой подогреватель ГСП и предназначен для обеспечения отопительно-вентиляционного потребления и ГВС группы ТП3. Деаэратор питательной воды ДПВ обеспечивает деаэрацию обратного конденсата ТП1 и ТП2, основного конденсата ПТ2 и химобессоленной воды после ХВО, предназначенной для восполнения потерь пара и конденсата, а также утечки воды из тепловых сетей (подпитка ТС не показана). Из ДПВ питательная вода с помощью ПН НД подаётся на питание контура НД, а ПН ВД на питание контуров СД (на рис. не показан) и ВД. Схема на рис. 3.11 служит наглядной иллюстрацией к приведённой ниже методике определения основных технико-экономических показателей (ТЭП) ГТ и ПГ ТЭЦ.

Определение технико-экономических показателей ГТ и ПГ ТЭЦ [4]

На рис. 3.12 приведена расчётная схема тепловых потоков ПГ ТЭЦ, которая используется при анализе ТЭП ГТ и ПГ ТЭЦ с КУ.

Рис. 3.12. Расчётная схема тепловых потоков ПГ ТЭЦ

1. Подвод теплоты топлива на ПГ ТЭЦ Q_ПГУ в общем случае складывается из подвода теплоты топлива в КС Q_КС (в общем случае с предварительным подогревом топлива) и дожигания в КУ Q_ДЖ (рис. 2.13), кВт

Q_ПГУ = Q_КС + Q_ДЖ = В_КС (Q + h_Т) + В_ДЖ (Q + h_Т), (3.19)

где h_Т = с_Т (Т_Т - Т_НВ) – удельная энтальпия топлива перед КС и КУ после подогрева от температуры наружного воздуха Т_НВ до Т_Т при средней изобарной теплоёмкости с_Т (кДж/кг·К), кДж/кг; В_ДЖ – расход топлива в КУ на дожигание (определяется в результате теплового расчёта КУ в зависимости от требуемой паропроизводительности и параметров пара на режиме пиковых нагрузок - § 8.2.2 [4]). При отсутствии предварительного подогрева топлива и дожигания в КУ уравнение (3.19) принимает вид (3.1), справедливый для ГТУ и ПГУ.

2. Теплота выхлопных газов ГТ Q₄ с расходом G₄ (кг/с) и энтальпией h₄ (кДж/кг), кВт

Q₄ = G₄ h₄. (3.20)

3. Теплота пара, выработанного в КУ по каждому уровню давления для использования в ПТ и на отпуск теплоты от КУ, кВт

Q = D [(h₀ - h_ПВ) + р_ПР (h_Б - h_ПВ)], (3.21)

где D - расход пара КУ, кг/с; h₀, h_Б, h_ПВ – удельная энтальпия пара, кипящей воды в барабане и питательной воды, кДж/кг; р_ПР – доля непрерывной продувки.

4. Отпуск теплоты от ПГ ТЭЦ Q_Т, равный сумме отпуска теплоты от КУ с паром и водой, не используемой в ПТ Q_ТКУ, и отпуска теплоты из отборов ПТ Q_ТПТ, кВт

Q_Т = Q_ТКУ + Q_ТПТ, (3.22)

Q = D (h₀ – h_ПВ) + G (h₁ – h₂), (3.23)

Q_ТПТ = D ( h_П – h_ПВ) + G (h₁ – G₂h₂), (3.24)

где D , D – отпуск технологического пара от КУ и из производственного отбора ПТ, кг/с; G , G – расход сетевой воды при подогреве в ГСП КУ и СП ПТ, кг/с; G₂ – расход обратной сетевой воды, кг/с; h₁ и h₂ – удельная энтальпия прямой и обратной сетевой воды при подогреве в КУ и СП ПТ, кДж/кг.

Для упрощения обобщённого анализа введём отпуск теплоты внешним потребителям как долю теплоты топлива, сожжённого в КС ГТУ

β = Q_Т / Q_КС = (Q_ТКУ + Q_ТПТ)/ Q_КС = β + β , (3.25)

где β и β - доли отпуска теплоты внешним потребителям от КУ и ПТ (от теплоты топлива, сожжённого в КС)

5. Электрическая мощность ПГ ТЭЦ N равна сумме электрической мощности ГТУ N и ПТ N , кВт

N = N + N , (3.26)

где N рассчитывается по формуле (3.4), а N в соответствии с рекомендациями, приведёнными в гл. 8.3 [4]. Основой его служит тепловой расчёт по отсекам ПТ, который производится в следующей последовательности:

1. Выделение n расчётных отсеков, предварительное построение процесса расширения пара в ПТ с последующим уточнением в стандартной h,s-диаграмме (рис. 8.38 [4]) и расчёт внутренней мощности каждого отсека (с использованием рекомендаций по выбору внутреннего относительного КПД отсеков ) по формуле, кВт

N_in = D_n (h₁ – h_2t) = D_nh_in, (3.27)

где D_n – расход пара через отсек n на рассматриваемом режиме, кг/с; h₁ – энтальпия начала процесса расширения и h_2t – удельная энтальпия в конце изоэнтропного процесса расширения отсека n, кДж/кг; h_in - использованный теплоперепад отсека n.

5.2. Расчёт электрической мощности ПТ

N = = N_iПТ , (3.28)

где N_iПТ – внутренняя мощность ПТ, кВт; - электромеханический КПД (0,975-0,985). Расчёт существенно упрощается при наличии заводской диаграммы режимов рассматриваемой ПТ.

6. Потери теплоты с уходящими газами КУ, кВт

ΔQ_УХ = G_УХ (h_УХ - h₀), (3.29)

где G_УХ и h_УХ расход (кг/с) и энтальпия (кДж/кг) уходящих газов КУ.

7. Потери теплоты в конденсаторе ПТ, кВт

ΔQ_КОН = G_К (h_ПК – h_КК), (3.30)

где h_ПК, h_КК – удельная энтальпия пара и конденсата в конденсаторе (кДж/кг) при давлении в конденсаторе р_К.

8. Потери теплоты в ГТУ (ΔQ_ГТУ), КУ (ΔQ_КУ) и ПТУ (ΔQ_ПТУ), обусловленные, в основном, наружным охлаждением, кВт.

Уровень ТЭП ПГ ТЭЦ как и паротурбинных ТЭЦ определяется принятым методом распределения общего расхода топлива на производство (отпуск) ЭЭ и ТЭ. Упомянутый ранее «Метод ОРГРЭС» (табл. 1.6) можно условно считать пропорциональным, при котором справедливо соотношение

= η / η = η / η , (3.31)

где - η и η - КПД брутто КЭС и РК, а η и η - КПД выработки ЭЭ и ТЭ на ТЭЦ.

В общем случае расход топлива на ПГ ТЭЦ соответствует уравнению (3.22) и равен, кг/с

В_ПГУ = В_КС + В_ДЖ = В_КС (1 + β ) = В + В , (3.32)

где β = В_ДЖ/ В_КС – относительный расход топлива в КУ на дожигание; В и В - расход топлива для производства ЭЭ и ТЭ на ПГ ТЭЦ, доли которого по пропорциональному методу в общем расходе составляют:

В /В_ПГУ = N /(N + Q_Т ), (3.33)

В /В_ПГУ = Q_Т /(N + Q_Т ). (3.34)

К основным ТЭП ПГ ТЭЦ относятся:

1) КПД производства ЭЭ

= N /[В (Q + h_Т)] (3.35)

2) Удельный расход УТ на производство ЭЭ, г/(кВт·ч) или кг/(МВт·ч)

b = 122,8/ . (3.36)

3) КПД производства ТЭ

= / = Q_Т /[В (Q + h_Т)], (3.37)

4) Удельный расход УТ на производство ТЭ, кг/ГДж (кг/Гкал)

b = 34,12 / (= 142,9/ ). (3.38)

5) КПИТ (полный КПД) ПГ ТЭЦ

= (N + Q_Т) /( Q_КС + Q_ДЖ) = (N + Q_Т)/(В_КС (1 + β )(Q + h_Т)). (3.39)

6) Удельная теплофикационная выработка ЭЭ

э = N / Q_Т = (1 + β )/ β -1. (3.40)

В табл. 3.6 приведены результаты расчёта годовых ТЭП ПГ ТЭЦ по «Физическому» методу (ФМ) и «Методу ОРГРЭС» (МО). Расчёт ТЭП по МО приводит к значениям > 100 %, что по мнению авторов учебника [4] свидетельствует об условности этого показателя, которое трудно не разделить. В частности, не ясен вопрос: с какими параметрами пара по КЭС принимать значение η при расчёте по формуле (3.31). Поэтому очень своевременно разрешена упомянутая ранее возможность использования ФМ при расчёте ТЭП любых ТЭЦ.

Таблица 3.6