Парогазовая установка с котлом утилизатором
1. Тепловые схемы и
показатели ПГУ с котлом утилизатором
Парогазовая установка с котлом
утилизатором (ПГУ с КУ) - наиболее перспективная и широко распространённая в
энергетике парогазовая установка, отличающаяся простотой и высокой
эффективностью производства электрической энергии. Эти ПТУ - единственные в
мире энергетические установки, которые при работе в конденсационном режиме
отпускают потребителям электроэнергию с КПД 55 - 60%.
Эксплуатационные издержки мощной
современной ПГУ вдвое ниже по сравнению с издержками на пылеугольной ТЭС. Сроки
строительства ПГУ с КУ, в особенности при поэтапном вводе в эксплуатацию,
намного короче, чем сроки строительства мощных тепловых электростанций других
видов.
Одной из главных причин
перспективности ПГУ является использование природного газа - топлива, мировые
запасы которого очень велики. Газ - это лучшее топливо для энергетических ГТУ -
основного элемента установки. Природный газ хорошо транспортируется на дальни
расстояния по магистральным газопроводам. Его можно поставлять и в жидком виде,
как сжиженный газ. Таким топливом, например, пользуются для ПГУ в Японии и
Южной Кореи.
Парогазовые установки могут также
работать при использовании в ГТУ тяжёлого нефтяного топлива, сырой нефти,
побочных продуктов переработки нефти, синтетического газа, получаемого при
газификации углей.
2. Простейшая тепловая
схема ПГУ с КУ
Простейшая тепловая схема ПГУ
представлена на рис. 1, а термодинамический цикл Брайтона - Ренкина изображён
на рис. 2. Выходные газы энергетической ГТУ поступают в КУ, где большая часть
их теплоты передаётся пароводяному рабочему телу. Генерируемый в КУ пар
направляется в паротурбинную установку (ПГУ), где вырабатывается дополнительное
количество электроэнергии. Отработавший в паровой турбине (ПТ) пар конденсируется
в конденсаторе ПТУ, конденсат с помощью насоса подаётся в КУ.
Тепловая схема генерации пара в КУ с
использованием теплового потенциала выходных газов ГТУ представлена на рис. 3
вместе с Q, T - диаграммой передачи теплоты от газов к пароводяному рабочему
телу. Для КУ принимают минимальные значения температурного напора Θ (pinch point - «пинч поинт») на холодном конце испарителя, используют в
качестве поверхностей нагрева трубы с наружным оребрением и обеспечивают
глубокое охлаждение выходных газов ГТУ до уровня 80-130°С, что значительно
повышает экономичность ПГУ. Схема тепловых потоков ПГУ с КУ приведена на рис.
4, где выделены отдельные её элементы и существующие технологические связи.
парогазовый установка теплообмен
утилизатор
Рис. 1. Простейшая
тепловая схема ПГУ с КУ: ЭГ - электрогенератор, К - компрессор, ГТ - газовая
турбина; КС - камера сгорания; ПТ - паровая турбина; КУ - котел-утилизатор; К-р
- конденсатор; Н - насос
3. Термодинамический
цикл
Рис. 2. Термодинамический цикл
Брайтона-Реикина парогазовой установки с КУ
4. Q,
Т-диаграмма теплообмена в котле-утилизаторе
Рис. 3. Q, Т-диаграмма теплообмена в
котле-утилизаторе: ПЕ - пароперегреватель; И - испаритель; ЭК - экономайзер, Б
- барабан
5.
Схема тепловых потоков ПГУ с КУ
Рис. 4. Схема
тепловых потоков ПГУ с КУ
- теплота сжигаемого в
ГТУ топлива; -
полезная тепловая нагрузка КУ; - теплота выходных газов
ГТУ , , -
потери теплоты соответственно в ГТУ, в КУ. в ПТУ.
Анализ
термодинамического цикла Брайтона - Ренкина позволяет получить выражение для
внутреннего КПД ПГУ с КУ.
,
где -
внутренняя мощность ГТУ; -
теплота сжигаемого в КС ГТУ топлива; - теплота пара КУ,
поступающего в ПТУ; абсолютные
и относительные суммарные потери теплоты в ПГУ. Следовательно,
,
Здесь -
внутренняя мощность газовой и паровой установок; соответственно
внутренние КПД газовой и паровой ступеней ПГУ.
Данным выражением с
некоторыми вариациями предлагается в работах различных авторов. Это
подтверждает общепринятое представление об особенностях технологических
процессов в ПГУ с КУ
Если предположить (рис.
2), ,
т.е. что вся теплота пара КУ поступает в ПТУ, то справедливо выражение
,
Где -
расход соответственно выходных газов ГТУ и генерируемого в КУ пара, кг/с; -
удельные расходы теплоты газов ГТУ и генерируемого пара, кДж/кг; -
соответственно температура газов и пароводяного рабочего тела.
Относительный расход
генерируемого в КУ пара невелик из-за небольшой теплоты выходных газов ГТУ:
Коэффициент полезного
действия КУ по прямому балансу определяется как отношение теплоты выходных
газов,
использованной для генерации пара, к ее максимально возможному значению при (рис.
3):
Можно использовать
понятие «степень бинарности» ПГУ с КУ. Значение степени бинарности приближается
к единице, когда удается почти полностью использовать теплоту выходных газов
ГТУ для генерации пара в паровой ступени установки. В бинарной ПГУ потерн
теплоты
и КПД ПГУ:
В реальной ПТУ потери
всегда есть и
степень бинарности:
В действительности,
степень бинарности ПГУ с одноконтурным КУ составляет около 0,90, так как в
такой установке не удается охладить выходные газы ГТУ до температуры ниже
150°С. Относительно невелики и количества генерируемого пара и вырабатываемой в
ПТУ электроэнергии.
На рис. 5 приведена
тепловая схема ПГУ с одноконтурным КУ, а на рис. 6 - соответствующая
- диаграмма теплообмена между выходными газами ГТУ и пароводяным рабочим телом.
Газовый подогреватель конденсата (ГПК) заменяет отсутствующие в ПТУ
подогреватели низкого давления. Нагрев основного конденсата в нем вызывает
понижение температуры газов до конечного значения .
В схеме предусмотрен деаэратор питательной воды, питаемый отборным паром
паровой турбины. Парогенерирующий контур одного давления состоит из
экономайзера, испарителя и пароперегревателя. Минимальный температурный напор
имеет место на конце испарительных поверхностей нагрева: Θ=°С,
а соответствующая разница температур - на горячем конце пароперегревателя ΘПЕ=°С.
Во избежание коррозионного износа температуру конденсата на входе в КУ поддерживают
на уровне 50-60°С при сжигании природного газа и не ниже 110°С при переходе на
жидкое газотурбинное топливо в ГТУ.
В качестве иллюстрации
рассмотрим пример ПГУ (рис. 5), в которой в качестве ГТУ принята установка типа
V64.2 (Siemens).
Ее основные технические данные приведены в таблице 1 и 2.
6. Тепловая схема ПГУ с
одноконтурным КУ
Рис. 5. Тепловая
схема ПГУ с одноконтурным КУ
ГПК - газовый
подогреватель конденсата, Д -
деаэратор, ПН, КН - питательный и конденсатный насосы, температура
газов, ЭГ - электрогенератор, К - компрессор, ГТ - газовая турбина, КС - камера
сгорания, ПТ - паровая турбина, КУ - котёл утилизатор, К-р - конденсатор.
7. Q, T
- диаграмма теплообмена в КУ ПГУ
Рис. 6 -
диаграмма теплообмена в КУ ПГУ
.
Технические данные энергетической ГТУ
Таблица 1. Технические
данные энергетической ГТУ
Показатель
|
Перед осевым компрессором
|
Перед камерой сгорания
|
Перед газовой турбиной
|
На выходе газовой турбины
|
Давление, МПа
|
0,1013
|
1,0686
|
1,042
|
1,043
|
Температура,°С
|
15
|
323,6
|
1050
|
551,8
|
Энтальпия, кДж/кг
|
15,15
|
332,3
|
1206,8
|
Избыток воздуха
|
-
|
-
|
3,21
|
3,21
|
Газовая постоянная, кДж/(кг-К)
|
0,28798
|
0,28798
|
0,29199
|
0,29199
|
Массовый расход рабочего тела, кг/с
|
1
|
1
|
1,01793
|
1,01793
|
Дополнительные
технические данные:
1. Топливо - метан 100%,
кДж/кг;
2. КПД КС;
3. Механический КПД
компрессора
4. Механический КПД ГТ
5. Изоэнтропный КПД
компрессора
6. Изоэнтропный КПД ТГ
На 1 кг/с массового
расхода рабочего тела получены:
1. Мощность потребляемая
компрессоромкВт;
2. Мощность ГТ кВт;
3. Мощность
электрогенератора ГТУ кВт;
. Теплота, подводимая с
топливом в КС
кВт;
5. КПД производства
электроэнергии ;
. Технические данные
паровой ступени и всей ПГУ (КУ одного давления)
Таблица 2. Технические
данные паровой ступени и всей ПГУ (КУ одного давления)
Состояние и место рабочего тела в тепловой схеме
|
с»./ск
|
р.МПа
|
Г, «С
|
А, кДж/кг
|
Перегретый пар за КУ
|
0,13433
|
6
|
525
|
3480,8
|
Пар на входе в паровую турбину
|
0,13433
|
5,7
|
523,6
|
3480,8
|
Отбор пара из ПТ в деаэратор
|
0,0025
|
0,121
|
106,5
|
2663,2
|
Подача пара в конденсатор
|
0,13183
|
0,006
|
36,2
|
151,5
|
Конденсат после конденсатного насоса
|
0,13183
|
0,189
|
36,2
|
151,7
|
Подача рабочего тела в деаэратор
|
0,13183
|
0,151
|
95
|
398
|
Питательная вода после деаэратора
|
0,13433
|
0,121
|
105
|
440,2
|
0,13433
|
7,2
|
107,2
|
449,4
|
Рабочее тело на линии насыщения
|
0,13433
|
6,32
|
279
|
1231,8
|
в испарителе
|
|
|
|
|
Дополнительные
данные:
1.Dn/B - расход пара / воды; GK - расход воздуха в компрессоре;
. температурный
капор на холодном конце испарителя Θ = 10°С;
. параметры газов
по тракту КУ
υ3= 289°С; h3 = 302,8 кДж/кг
υ4 = 192°С; h4 = 201,9 кДж/кг;
υ5 = υух= 162°C; hs = hух= 170 кДж/кг;
4. мощность
электрогенератора ПТУ
= 153,601 кВт/(кг/с);
. электрическая мощность
ПГУ
= 448,175 кВт/(кг/с);
. КПД производства
электроэнергии ПГУ
= 49,95%.
Данные таблиц
показывают, что в рассматриваемой ПГУ с одноконтурным КУ удается охладить
выходные газы ГТУ до температуры 162°С и получить невысокое значение КПД
производства электроэнергии. Вместе с тем тепловая схема такой установки проста
в эксплуатации и характеризуется низкими удельными капиталовложениями. Выбор
данного типа ПГУ экономически обоснован в тех случаях, когда применяется
дешевое топливо, а электростанция рассчитана на работу с пиковыми нагрузками
или когда применяется топливо с высоким содержанием серы. На рис. 7 приведена
схема ПГУ с тремя блоками ГТУ-КУ, одной ПТУ и котлами-утилизаторами одного
давления.
Дальнейшее
повышение экономичности ПГУ с КУ возможно при более глубоком охлаждении
выходных газов ГТУ. Тепловая схема КУ усложняется из-за увеличения числа
контуров генерации пара (до двух-трех) и введения промежуточного перегрева
пара, для чего используются ГТУ с улучшенными энергетическими характеристиками.
Для них характерна большая начальная температура газа перед ГТ - на уровне
1200-1350°С и более.
На рис. 8 и 9 приведены
варианты схем ПГУ с двухконтурным КУ, а на рис. 10 соответствующая Q, T-диаграмма теплообмена. В тепловых
схемах имеются некоторые различия. Экономайзер контура ВД выполняют одно- или
двухступенчатым в зависимости от конструктивных особенностей котла. Для питания
водой контуров НД и ВД предусмотрены два самостоятельных питательных насоса. В
некоторых ПГУ устанавливают один насос с отбором воды НД из его промежуточной
ступени. В тепловую схему КУ может быть.
10.
Принципиальная тепловая схема ПГУ с одноконтурным КУ и не картельным контуром
питания деаэратора
Рис. 7.
Принципиальная тепловая схема ПГУ с одноконтурным КУ и не картельным контуром
питания деаэратора: 1 - ГТУ; 2 - котел-утилизатор; 3 - паротурбинная установка;
4 - компрессор; 5 - камера сгорания; 6 - газовая турбина; 7 - электрогенератор
ГТУ; 5 - байпасная заслонка; 9 - к байпасной дымовой трубе; 10 - деаэратор; 11
- питательный насос контура деаэратора; 12 - испарительный контур деаэратора;
13 - питательный насос; 14 - экономайзер; 15 - барабан; 16 - насос
рециркуляции; 17 - испаритель; 18 - пароперегреватель; 19 - автоматический
стопорный клапан паровой турбины, 20 - паровая турбина; 21 - электрогенератор
ПТУ; 22 - конденсатор; 23 - охлаждающая вода; 24 - конденсатный насос; 25 -
сброс пара из деаэратора; 26 - сброс пара из паровой магистрали
котлов-утилизаторов
11.
Принципиальная тепловая схема ПГУ с двухконтурным КУ
Рис. 8.
Принципиальная тепловая схема ПГУ с двухконтурным КУ: ПЕ ВД, ПЕ НД -
пароперегреватели высокого и низкого давления, И ВД, И НД - испарительные
поверхности высокого и низкого давления, ЭК ВД - экономайзер высокого давления;
ГПК - газовый подогреватель конденсата, ДПВ - деаэратор питательной воды; ЧВД,
ЧНД - части высокого и низкого давления паровой турбины, К-р - конденсатор; КИ
- конденсатный насос; ПИ ВД, ПИ ИД - питательные насосы соответственно высокого
и низкого давления, НРц - насос рециркуляции; РК - регулирующий клапан
В дымовую трубу
Рис. 9.
Принципиальная тепловая схема ПГУ с двухконтурным КУ
. Q, T - диаграмма теплообмена в двухконтурном котле-утилизаторе
ПГУ
Рис. 10. Q, T - диаграмма теплообмена в
двухконтурном котле-утилизаторе ПГУ
добавлен насос
рециркуляции конденсата для поддержания необходимой температуры на входе в
котел. Вместо него в схеме ПТУ можно использовать один подогреватель низкого
давления (ПНД), который включается в работу по мере необходимости.
Питание контуров
высокого и низкого давления осуществляется деаэрированной водой с массовой
концентрацией кислорода 02 не более 10 мкг/кг Деаэрацию можно
осуществить в конденсаторе, деаэраторе питательной воды или в обоих этих
элементах тепловой схемы. Возможны несколько технических решений:
а) создается
водяной деаэраторный контур (испаритель деаэратора), в котором вырабатывается
определенное количество пара. Давление в контуре определяется тепловой
нагрузкой этого испарителя в зависимости от расхода и температуры газов перед
ним. Работа деаэратора на пароводяной смеси может создать определенные
трудности, что отражается на его конструкции (рис. 7);
б) деаэратор
снабжается паром из магистрали пара низкого давления (рис 8.);
в) питание
деаэратора производится паром из отбора паровой турбины (рис 9), при этом может
снизиться экономичность ПГУ.
Усовершенствованный
вариант тепловой схемы ПГУ с двухконтурным КУ-ПГУ-320 приведен на рис. 11. В
ней использована ГТУ типа ГТЭ-200 (ЛМЗ), спроектированная на базе ГТУ типа
ГТЭ-150. Установка выполнена одновальной с двухконтурным КУ. В КУ есть восемь
участков теплообмена, включая промежуточный пароперегреватель, газовый
подогреватель конденсата и испаритель деаэратора повышенного скользящего
давления (1,3-1,4 МПа).
13.
Принципиальная схема ПГУ-320 с использованием тепла воздухоохладителя ГТУ типа
ГТЭ-200 (ЛМЗ) для подогрева конденсата перед деаэратором
Рис. 11.
Принципиальная схема ПГУ-320 с использованием тепла воздухоохладителя ГТУ типа
ГТЭ-200 (ЛМЗ) для подогрева конденсата перед деаэратором: ВО -
воздухоохладитель; ПТ - паровая турбина; КПУ - конденсатор пара уплотнений ПТ;
ПНД - подогреватель низкого давления; ППВД и ППНД - пароперегреватели высокого
и низкого давления; ГПК - газовый подогреватель конденсата; ПЭН - питательный
электронасос; КН и РН - конденсатный и рециркуляционный насосы; ВПТ - водяной
подогреватель топлива; РК - регулирующие клапаны; ЭГ - электрогенератор; Д -
деаэратор; 1 - испаритель деаэратора, 2 - испаритель высокого давления; 3 -
испаритель низкого давления; 4 - экономайзер высокого давления: 5 - барабан
высокого давления; 6 - барабан низкого давления; 7 - сцепная муфта, / - пар
высокого давления; // - пар низкого давления; III - подпитка из ХВО; IV - топливо; V - непрерывная продувка
В ПГУ-320
использованы питательный электронасос и насос рециркуляции для поддержания
температуры конденсата на входе в котел не ниже 60°С. В схеме предусмотрен
регенеративный подогрев природного газа до 140°С в водяном подогревателе,
обогреваемом питательной водой из деаэратора. Коэффициент полезного действия
производства электроэнергии брутто рассматриваемой ПГУ составляет 54,9%.
Для ПГУ с КУ двух
давлений (рис. 9) выполнен расчет характеристик пароводяного контура (табл. 3).
В ПГУ использована та же энергетическая ГТУ, что и в ПГУ с одноконтурным котлом
(табл. 1). Выполненный расчет показывает, что использование в схеме ПГУ КУ двух
давлений приводит к усложнению тепловой схемы, но повышает экономичность
установки по сравнению с использованием котла-утилизатора одного давления на
= [(0,5219 -
0,4995)/0,4995] 100 = 4,48%.
14. Технические данные
паровой ступени и всей ПГУ (КУ двух давлений)
Таблица 3. Технические
данные паровой ступени и всей ПГУ (КУ двух давлений)
Состояние и место рабочего тела в тепловой схеме
|
D^IC.
|
р, МПа
|
Т, 'С
|
А, кДж/кг
|
Пар ВД после КУ Пар ВД на входе в паровую турбину
|
0,13208 0,13208
|
8 7
|
525 " 523,3
|
3459,5 3459,5
|
Пар после ЧВД паровой турбины Пар НД после КУ
|
0,13208 0,03007
|
0,464 0,488
|
213,1
|
2808,6 2883,8
|
Пар НД перед точкой смещения в паровой турбине
|
0,03007
|
0,464
|
-
|
2883,8
|
Пар перед частью НД паровой турбины
|
0,464
|
-
|
2882,5
|
Отбор пара из части НД паровой турбины на деаэратор Пар на
выходе паровой турбины
|
0,00308 0,15906
|
0,127 0,006
|
36,2
|
2614,1 2263,1
|
Конденсат после кондеисатиого насоса
|
0,15906
|
0,189
|
36,2
|
151,7
|
Питательная вода перед деаэратором
|
0,15906
|
0,151
|
95
|
398
|
Питательная вода после насоса ВД
|
0,13208
|
9,6
|
105
|
447,2
|
Питательная вода после иасоса НД
|
0,03007
|
0,586
|
105
|
440,5
|
Параметры на линии насыщения в испарителе ВД
|
0,13208
|
8,4
|
298,4
|
1336,5
|
Параметры на линии насыщения в испарителе НД
|
0,03007
|
0,51
|
152
|
643
|
Дополнительные
данные:
1. температурный
напор на горячем конце пароперегревателя ВД ΘПЕ = 26,7°С;
. температурный
напор на холодном конце испарителей ВД и НД Θ = 10°С;
3. параметры газов
по тракту КУ (рис. 9)
υ1 - 551,7°С, h1 = 601,9 кДж/кг;
υз = 308,4°С; h3 = 324 кДж/кг;
υ4= 223,1 СС; h4 = 235,2 кДж/кг;
υ6 = 162°С; h6= 168,8 кДж/кг;
υ8 = 133,3°С; h8 = 139,6 кДж/кг;
υ9 = 96,1°С; h9 = 100,4 кДж/кг;
4. внутренний КПД
проточной части паровой турбины: до точки отбора для всего процесса
расширения ;
. мощность
электрогенератора ПТУ кВг/(кг/с);
. электрическая мощность
ПГУ кВт/(кг/с);
. КПД производства
электроэнергии ПГУ %.
В настоящее время в
лучших современных энергетических ГТУ значение начальной температуры газа
приблизилось к 1500°С, а соответствующее давление газа (по ISO) составляет 1,8-3,0
МПа. При этом температура выходных газов превысила 600 «С. Данное
обстоятельство позволило перейти к дальнейшему совершенствованию паровой
ступени ПГУ с КУ и осуществить тепловую схему с тремя контурами генерации пара
и его промежуточным перегревом. Последний может применяться и в КУ с двумя
давлениями пара. В обоих случаях это решение позволяет снизить влажность пара в
последних ступенях паровой турбины и отказаться от использования сепаратора
влаги.
На рис. 12
приведена тепловая схема ПГУ с КУ трех давлений пара и промежуточным
перегревом. Установка состоит из двух ГТУ типа V94.3A (Siemens) с КУ и одной паровой
турбины. Основное топливо - природный газ, резервное топливо - жидкое,
газотурбинное. Мощность ПГУ нетто составляет 632,7 МВт при КПД отпуска
электроэнергии 56,6%. Параметры газов перед КУ: расход 656 кг/с, температура
584°С. Тип котла - горизонтальный с естественной циркуляцией. В котлах
генерируются: пар высокого давления (231,5 т/ч; 9,95 МПа; 550°С); пар среднего
давления (42,1 т/ч; 2,63 МПа; 316°С); пар низкого давления (30,2 т/ч; 0,47 МПа;
227°С). В тепловой схеме деаэратор не предусмотрен, и деаэрация конденсата
осуществляется преимущественно в конденсаторе паровой турбины.
15.
Тепловая схема ЛГУ с КУ трех давлений (Siemens)
Рис. 12. Тепловая
схема ЛГУ с КУ трех давлений (Siemens)
Изменение общей
экономичности ПГУ в результате совершенствования парового контура можно
проиллюстрировать данными зарубежных исследований, полученными на базе ГТУ
мощностью 150-200 МВт (рис. 13 и 14). Переход к более сложному паровому циклу и
к сверхкритическим параметрам пара существенно повышает экономичность
установки.
Оптимальный
парогазовый цикл выбирают из большого числа возможных решений. Этот выбор
обычно осуществляется в три основных этапа: анализ запросов заказчика
энергоустановки, сбор информации об условиях работы оборудования, выбор цикла
ПГУ.
Заказчик определяет
верхний и нижний пределы мощности установки, приемлемый уровень мощности ГТУ с
учетом ее КПД при частичной нагрузке. Выбирается график покрытия этой нагрузки.
Окружающая среда
оказывает существенное влияние на работу ПГУ через характеристики ГТУ. Газовая
турбина, работающая при температуре наружного воздуха 0°С, вырабатывает на 20%
больше электроэнергии, чем та же турбина при 30°С. Если место строительства
установки расположено на высоте 100 м над уровнем моря, то мощность ГТУ на 1%
меньше, чем мощность ГТУ на уровне моря, что обусловлено разницей в давлении
воздуха и его плотности. Важно знать экстремальные условия и типичные изменения
параметров окружающей среды в течение всего года. Влажность воздуха мало влияет
иа мощность и КПД ГТУ. В основу общих расчетов характеристик установки положены
условия ISO 2314 (+15°С; 0,1013 МПа; относительная влажность воздуха
60%). Необходимо иметь в виду, что изменение этих характеристик оказывает
влияние и на характеристики парового контура ПГУ.
16.
Влияние параметров парового цикла иа КПД производства электроэнергии ПГУ с КУ
Рис. 13. Влияние
параметров парового цикла иа КПД производства электроэнергии ПГУ с КУ: 1 -
докритические параметры пара (8 МПа, 540°С), II - сверхкритические
параметры пара (25 МПа, 540°С); 1 - одноконтурный КУ; 2 - двухконтуриый КУ, 3 -
одноконтурный КУ с промежуточным перегревом пара, 4 - трехконтурный КУ, 5 -
трехконтурный КУ с промежуточным перегревом пара.
Топливо по
техническим и экономическим причинам является ключевым фактором, так как его
вид и состав оказывают непосредственное влияние на мощность ГТУ и всей
установки, на выбросы вредных веществ. Содержание серы в топливе определяет
допустимую температуру конденсата на входе в КУ. В большинстве случаев ПГУ
может работать на двух различных видах топлива, при этом уточняется, какое
топливо является основным и как часто используется второй вид топлива.
Удельные
капиталовложения в ПГУ позволяют оценить, какие инвестиции в электростанцию
являются целесообразными для заданного КПД производства электроэнергии. Если,
например, они составляют 1000 долл./кВт и существует возможность повысить
экономичность парогазового цикла с целью увеличить мощность на 10 МВт при
неизменной подаче топлива, то такое решение оправдано в случае, если
дополнительные инвестиции составят менее 1000 долл./кВт.
17.
Концепция компоновки оборудования ПГУ
Парогазовые
установки с КУ и энергетическими ГТУ небольшой и средней мощности имеют
полиблочную компоновку, в которой предусмотрены одна паровая турбина со своим
электрогенератором и несколько ГТУ с КУ и электрогенераторами (рис. 7). Внедрение
в парогазовую технологию мощных современных ГТУ позволило перейти к одновальным
ПГУ.
По сравнению с
многовальными одновальная компоновка ПГУ имеет ряд преимуществ:
возможность
использовать отдельные модули, что экономит затраты на проектирование;
снижение затрат на
техническое обслуживание и повышение надежности оборудования и др.
В зависимости от
способа размещения оборудования на валу различают два исполнения одновальных
ПГУ (рис. 15):
электрогенератор
расположен со стороны паровой турбины на конце вала (рис. 15, а);
электрогенератор
расположен между газотурбинной и паротурбинной установкой. Предусмотрена самозацепляющаяся
(расцепная) муфта (рис. 15, б).
Первый вариант
используется в ПГУ фирмы General Electric, второй - в одновальных ПГУ фирм Siemens и ABB-Alstom. Без муфты установка
дешевле, но использование муфты обеспечивает повышенную маневренность. Аксиальный
выход пара в конденсатор повышает КПД установки.
Расцепная муфта
между электрогенератором и паровой турбиной обеспечивает обычный пуск ГТУ с
помощью тиристорного пускового устройства. После синхронизации с сетью в КУ
начинает генерироваться пар, который позволяет запустить паровую турбину по
самостоятельному пусковому графику. Затем включается самозацепляющаяся муфта, и
паровая турбина подключается к электрогенератору и нагружается.
На рис. 16 и 17 приведены примеры
тепловых схем одновальных ПГУ с различными способами размещения основного
оборудования на валу.
18. Концепции
одновальной компоновки ПГУ
Рис. 15. Концепции
одновальной компоновки ПГУ: а - стандартное исполнение; б - концепция фирмы Siemens; 1 - воздух; 2 -
топливо; 3 - а КУ; 4 - из КУ; 5 - конденсатор (выход пара из части НД направлен
вниз); б - отвод конденсата пара в КУ; 7 - электрогенератор; 8 -
самозацепляющаяся (расцепная) муфта, 9 - конденсатор (аксиальный выход пара из
части НД)
19.
Тепловая схема одновальной ПГУ с трехконтурным КУ (Siemens)
Рис. 16. Тепловая
схема одновалыюй ПГУ с трехконтурным КУ (Siemens): БД, СД, ИД -
пароводяные контуры КУ высокого, среднего и низкого давления; 1 - природный
газ; 2 - жидкое топливо; 3 - самозацепляющаяся (расцепная) муфта, 4 -
кондеисатный насос; 5 - конденсатор; 6 - воздух
Список источников
1. Шляхин П.Н. Паровые и газовые турбины. Учебник для техникумов.
Издание 2-е, переработанное и дополненное, Москва «Энергия» 1974., 224 с.
. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций:
Учебное пособие для вузов /Под редакцией С.В. Цанева - Москва: Издательство
МЭИ, 2002. - 584 с.
. Уваров В.В. Газовые турбины и газотурбинные установки. Учебное
пособие для машиностроительных вузов и факультетов. Москва, «Высшая школа»,
1970., 320 с.
. Цанев С.В. и др. Расчёты показателей тепловых схем и элементов
парогазовых и газотурбинных установок электрических станций. - Москва.
Издательство МЭИ 2000., 71 с.