книги / Основы технической термодинамики, термохимии и анализ циклов газотурбинных установок

В общем случае выражение общего КПД комбинированной ус­ тановки, полученное на основе обобщения уравнения (4.1), пред­ ставится в виде:

В начале 80-х годов в СССР была разработана комбиниро­ ванная установка, термодинамический цикл которой представ­ лял собой сочетание циклов трех установок: высокотемператур­ ного (2200...2400 °С) цикла магнитогидродинамического гене­ ратора (МГД генератора), за которым следуют циклы — средне­ температурный газотурбинный и, затем, низкотемпературный паротурбинный.

Принципиальная схема этой установки приведена на рис. 4.3.

Рис. 4.3. Принципиальная схема комбинированной установки с МГД генератором

Идея использования бинарных циклов была известна очень дав­ но. Еще в 30-х годах рассматривалась возможность создания бинар­ ной установки на базе двух ПТУ — высокотемпературной, где в ка­ честве рабочего тела использовалась ртуть, пар которой имеет вы­ сокую критическую температуру, и обычной низкотемпературной с пароводяным контуром. Однако из-за очевидных эксплуатационных и экологических недостатков подобные установки не получили дальнейшего развития.

Практическая реализация бинарных ПГУ различных типов стала возможной в результате промышленного освоения в энергетике вы­ сокотемпературных ГТУ.

Современные ГТУ, выпускаемые рядом ведущих фирм США, Европы и Японии выполнены в подавляющем большинстве по про­ стой тепловой схеме, реализующей цикл Брайтона, имеют высо­ кую температуру газа перед турбиной, составляющей о т -1100 °С до -1490 °С. При этом значение КПД ГТУ составляет 34...38%.

4.2. Парогазовые установки с котлом-утилизатором

Тепловая схема ПГУ-КУ, а также цикл ГТУ, выполненной по простой тепловой схеме (цикл Брайтона), приведены на рис. 4.4 в системе координат Т-S. В дальнейшем действительные (необрати­ мые) процессы, которые показаны в диаграммах состояния, изобра­ жаются условно. В составе ПГУ-КУ могут использоваться также ГТУ некоторых сложных тепловых схем, например, с промежуточ­ ным теплоподводом или с промежуточным охлаждением и проме­ жуточным теплоподводом. Однако в бинарном цикле реализуется отводимая в цикле ГТУ тепловая мощность Q2r, которая зависит от полной энтальпии продуктов сгорания на выходе из газовой турби­ ны (см. рис. 4.4, сечение 4), т.е. а особенности тепловой схе­

мы ПГУ определяются процессами, протекающими за этим сечени­ ем. Поэтому для описания тепловой схемы ПГУ-КУ тип ГТУ не имеет значения.

Из ГТУ продукты сгорания поступают в диффузорный канал, в котором происходит снижение скорости потока (на входе в КУ, см. рис. 4.4, сечение 5), сопровождающееся некоторой потерей пол-

ного давления при неизменной температуре торможения (см. рис. 4.4, процесс 4-5 цикла). На входе в КУ (см. рис. 4.4) между сечениями 5 и 6, в общем случае, может быть установлено топочное устройство и организован дополнительный теплоподвод ДО,. В ра­ бочем теле на выходе из ГТУ значение величины коэффициента из­ бытка воздуха (а) достаточно велико и составляет «=2,5...3, то есть в рабочем теле имеется некоторое количество кислорода, кото­ рое может быть использовано для организации процесса дожигания топлива в КУ. В этом случае целесообразно использование комби­ нированного горелочного устройства, состоящего из пакета моду­ лей вихревых запально-горелочных устройств (ВЗГУ) или многоре­ гистрового фронтового устройства с ВЗГУ.

Разделение зоны горения на отдельные очаги позволит со­ кратить ее длину за счет существенного увеличения как поверхно­ сти фронта горения, так и объема, в котором происходят подготови­ тельные процессы (нагрев топлива, его смешение с воздухом и про­ дуктами сгорания, поступление горючей смеси к фронту стабилиза­ ции и горения). При этом повышается однородность структуры в огневой зоне, что способствует равномерному распределению радиационных тепловых потоков на окружающие поверхности, снижению токсичности выхлопных газов, степени нагарообразования и формированию равномерного профиля темпера­ туры на входе в теплообменные поверхности КУ.

Теплота, которая подводится дополнительно, определяется пло­ щадью под кривой процесса теплоподвода 5-6 цикла, представлен­ ного на рис. 4.4. Если температура рабочего тела на выходе из ГТУ (г*г) недостаточно велика, т.е. не превышает значения т«=400...450

°С, то для увеличения температуры свежего пара на входе в ПТУ приходится повышать температуру дымовых газов в КУ путем сжи­ гания в нем дополнительного топлива. Однако, в современных ГТУ температура рабочего тела на выходе из газовой турбины гораздо выше указанной и составляет в среднем приблизительно т'„= г’г =520...550’С — в обычных ГТУ, и г‘г =600...610*С — в вы­ сокотемпературных ГТУ. Поэтому, как правило, в существующих ПГУ-КУ дополнительный теплоподвод отсутствует. В дальнейшем, при количественном анализе основных энергетических показателей ПГУ-КУ (КПД и удельной полезной работы) на основе математиче­

ской модели будут определены условия целесообразности дополни­ тельного теплоподвода.

В КУ (см. рис. 4.4, сечение 6-7) происходит процесс теплопере­ дачи между рабочим телом, выходящим из газовой турбины и рабо­ чей средой, направляемой в паровую турбину после достижения ею заданных значений температуры и давления. Процесс охлаждения в КУ рабочего тела, выходящего из газовой турбины, изображен в цикле ГТУ, представленном на рис. 4.4, в виде кривой 6-7. При этом значение величины температуры в точке 7 (7^) выше значения тем­ пературы окружающей среды (г0). Площадь под кривой 6-7, огра­ ниченная штриховкой, эквивалентна количеству теплоты Q1n, под­ водимой в цикле ПТУ, при условии пренебрежения величиной по­ терь теплоты в окружающую среду наружными поверхностями КУ.

Дымовые газы поступают из КУ в выхлопное устройство, рас­ положенное, как показано на рис. 4.4, между сечениями 7 и 8, в ко­ тором происходит снижение их полного давления, обусловленное наличием гидравлических потерь (см. рис. 4.4, процесс 7-8). В сече­ нии 8 величина статического давления дымовых газов равна атмо­ сферному давлению. При этом процесс теплоотвода 8-0 от дымовых газов в атмосфере является условным, замыкающим цикл ГТУ. Площадь под кривой этого процесса эквивалентна величине тепло­ ты Д02, не используемой в бинарном цикле и отводимой в окру­ жающую среду.

ПТУ применяются, как правило, с промежуточным перегревом пара для повышения КПД и в общем случае с регенеративным по­ догревом питательной воды, как показано на схеме рис. 4.4. При этом следует отметить важную особенность тепловой схемы ПТУ в составе ПГУ-КУ Как правило, КУ состоит из двух и более секций. В последней секции КУ, по ходу движения продуктов сгорания, осуществляется нагрев питательной воды, и на выходе из нее полу­ чают влажный пар, а в первой секции его перегревают до темпера­ туры свежего пара на входе в ПТУ В случае, когда секций в КУ больше двух принцип нагрева остается таким же, но происходит ступенчатый подогрев с возможной реализацией промежуточного перегрева пара ПТУ. Питательная вода поступает в последнюю вы­ ходную (по газу) экономайзерную секцию КУ, и ее температура определяет температуру газа на выходе из КУ в сечении 7. Эта температура превосходит температуру питательной воды на ве­

личину температурного напора на теплообменных поверхностях, который у существующих ПГУ КУ составляет примерно 50..ЛОТ.

Известно, что в штатных конденсационных ПТУ с развитой сис­ темой регенеративных отборов температура питательной воды на входе в парогенератор составляет приблизительно 270...280Т. Эта температура не оказывает существенного влияния на температуру дымовых газов, уходящих из парогенератора в дымовую трубу, по­ скольку эти газы, после прохождения через экономайзер, охлажда­ ются в воздухоподогревателе. Однако в случае работы ПТУ в со­ ставе ПГУ-КУ при столь высокой температуре питательной воды, температура дымовых газов на выходе из КУ и выхлопного тракта ( г’ =тп’) была бы весьма значительной и составляла бы при­

близительно 320--350°С.

Из рассмотрения общего процесса теплоотвода 6-7-8-0 цикла ГТУ следует, что потери теплоты в окружающую среду (процесс 8-

где CP((W)) — средняя удельная изобарная теплоемкость условного

процесса теплоотвода 8-0 с учетом различия массовых расходов га­ за GÆ=GBr+GTonr+GTonKy, одинаковых в сечениях 6, 7 и 8, и воз­

духа G^ на входе в ГТУ в сечениях 0 и 1; GIon г и GTon Ky— расхо­

ды топлива, поступающего в камеры сгорания ГТУ, и в топочное устройство КУ при дополнительном теплоподводе (ДО,). Вся отво­ димая от цикла ГТУ теплота вместе с дополнительно подводимой теплотой в общем процессе теплоотвода равна

где Ср(6_0) — средняя удельная изобарная теплоемкость условного

процесса теплоотвода 6-7-8-0 с учетом различия массовых расходов газа Gr и воздуха GBr, как и в уравнении (4.3). Если при сопоставле­ нии уравнений (4.3) и (4.4) пренебречь различием между удельными изобарными теплоемкостями СР(|М)) и Ср(6.0), то отношение потерь теплоты Д02 ко всей теплоте Q2r + ДО, приближенно представится в виде

Отсюда следует, что при указанной выше достаточно высоком значении температуры дымовых газов г7‘ =г‘=320...350°С на выходе из КУ при развитой системе регенерации штатных ПТУ относи­ тельные потери теплоты в окружающую среду были бы очень большими и составляли бы более половины всей теплоты, подводи­ мой в КУ (Q2r + ДО,), так как при дополнительном теплоподводе

венное снижение значений основных энергетических показателей ПГУ-КУ. Поэтому ПТУ, предназначенные для работы в составе ПГУ-КУ, либо имеют всего 2-3 регенеративных отбора с ограни­ ченным подогревом питательной воды до 90...100°С, либо регене­ ративный подогрев вообще отсутствует, а питательная вода посту­ пает в КУ непосредственно из конденсатора с температурой, при­ близительно равной 30...40°С. При этом значение температуры газа ц =г’ составляет соответственно 140... 170 °С или 80...110°С, что естественно снижает, согласно уравнению (4.5), величину относи­ тельных потерь теплоты в окружающую среду (AQ2).

Ограниченный подогрев питательной воды осуществляется с це­ лью предотвращения низкотемпературной коррозии теплообменных поверхностей. Следует отметить, что для решения указанной про­ блемы в настоящее время имеются коррозионностойкие и достаточ­ но теплопроводные керамические материалы и покрытия. Поэтому выпадение кислотосодержащего конденсата на выходных теплооб­ менных поверхностях не приводит к их коррозии, и поэтому подача сравнительно холодной питателной воды в КУ непосредственно из конденсатора становится возможной. Деаэрация воды при этом ор­ ганизуется после ее подогрева в экономайзерной секции КУ Одна­ ко целесообразность ограниченного подогрева питательной воды в отборах вызывает сомнение, поскольку при этом наряду с положи­ тельным фактором (снижением AQ2) появляется и отрицательный фактор — снижение величины КПД ПТУ (^„), характеризующего эффективность преобразования подводимой в цикле ПТУ тепловой мощности (см. рис. 4.4) в механическую (Nen) или электрическую

(N3nn) мощность ПТУ, т.е. Nn=Q1n^n. Величина Qin определяется следующим выражением

Следует отметить, что здесь и в дальнейшем не учитываются те­ пловые потери от внешних нагретых поверхностей КУ или пароге­ нератора.

Анализировать влияние роста величины Q1n, вызванного умень­ шением AQ2, и снижение величины т]„, вызванного уменьшением количества теплоты, передаваемого в результате регенеративного подогрева питательной воды, на величину Nn не имеет смысла. Это объясняется тем, что при прочих равных условиях (не зависимых от степени подогрева питательной воды в регенеративных отборах) с уменьшением отборов пара на регенерацию возрастают мощность ПТУ и, следовательно, суммарная мощность Nz = Nr + Nn и общий КПД ПГУ-КУ, поскольку при этом подводимая извне тепловая мощность Q1r+AQ1 не изменяется. Следовательно, питательную во­ ду выгоднее нагревать не паром, поступающим из регенеративных отборов, а «бросовой» теплотой, отводимой от ГТУ.

В дальнейшем при термодинамическом анализе тепловой схемы ПГУ-КУ и оптимизации ее параметров будем пологать, что опти­ мальной в составе ПГУ-КУ является ПТУ без регенеративных отбо­ ров пара. Такое упрощение конструкции ПТУ, несмотря на необхо­ димость ее конвертации для работы в составе ПГУ-КУ, оказывается более целесообразным, чем увеличение теплообменных поверхно­ стей КУ для дополнительного подогрева питательной воды.

Цикл ПГУ-КУ по сравнению с циклами ПГУ других типов имеет более высокий общий КПД и наиболее близок к идеальному бинар­ ному циклу. В следствие этого ведущие зарубежные энергомашино­ строительные фирмы выпускают и разрабатывают преимуществен­ но этот тип ПГУ. При этом следует отметить, что продолжитель­ ность режима пуска ПГУ-КУ совпадает с продолжительностью ре­ жимов пуска ПТУ и парогенератора и составляет несколько часов. Эти обстоятельства предопределили целесообразность использова­ ния ПГУ-КУ в базовом или продолжительном полупиковом режи­ мах работы.

Ниже будет показано, что мощность ГТУ в составе ПГУ-КУ су­ щественно превосходит мощность ПТУ (в среднем в 1,5...2 раза).

Если единичная мощность ГТУ сравнительно невелика, то в этом случае в комплект энергоблока входят одна ПТУ большой единич­ ной мощности и несколько ГТУ, каждая из которых снабжена КУ. Указанное обстоятельство не оказывает влияние на расчет и опти­ мизацию параметров тепловой схемы ПГУ-КУ.

В последние годы различными фирмами США, Европы и Япо­ нии выпускаются ГТУ большой единичной мощности, вплоть до ~200 МВт и более. В нашей стране, на ЛМЗ, выпускается гозотурбинная установка типа ГТ-160 мощностью 160 МВт по лицензии фирмы Сименс. В этом случае энергоблок ПГУ-КУ, как показано на рис. 4.4, может состоять из одной ГТУ и одной ПТУ.

Основным недостатком ПГУ-КУ, который проявляется на базо­ вых режимах работы, является использование для ГТУ дорогостоя­ щего кондиционного жидкого или газообразного топлива. Однако в ПГУ-КУ возможно использование более дешевого твердого топлива

— каменного угля путем применения его для внутрицикловой гази­ фикации. В этом случае общий КПД ПГУ-КУ значительно снижает­ ся, приблизительно на 12... 15% (относительных) по сравнению с ПГУ-КУ работащей на дорогостоящем кондиционном жидком или газообразном топливе и составляет приблизительно 45...47%.

Другим недостатком ПГУ-КУ является сложность обеспечения автономной работы ГТУ и ПТУ (т.е. так называемой схемной на­ дежности) в аварийных ситуациях, в результате которых одна из ус­ тановок (ГТУ или ПТУ) выводится из эксплуатации. Автономную работу ГТУ обеспечить проще путем заранее предусмотренного в конструкции дополнительного газоотвода с соответствующими ши­ берными заслонками и выхлопом в атмосферу. В случае возникно­ вения аварийной ситуации во ремя эксплуатации ПГУ-КУ автоном­ ную работу ПТУ обеспечить сложнее, чем ГТУ. Как показывает опыт эксплуатации ПГУ-КУ, чаще всего возникает необходимость в останове ГТУ. При этом должно быть предусмотрено топочное уст­ ройство на входе в КУ даже в том случае, если дополнительный теплоподвод ДО, отсутствует и резервная подача воздуха осуществ­

ляемая с помощью вентилятора КУ.

Более высокой схемной надежностью обладают ПГУ-КУ, со­ стоящие из нескольких ГТУ и одной ПТУ. В этом случае возможен останов одной или двух неисправных ГТУ, а работа ПГУ-КУ, как единого энергоблока, может продолжаться на пониженной мощно­ сти с уменьшенным расходом пара в ПТУ. Для этого должна быть

предусмотрена соответствующая система регулирования ПТУ. Воз­ можен также вариант с резервными ГТУ, запуск которых взамен неисправных сохранит нормальный режим работы ПГУ-КУ.

В настоящее время отсутствуют ПГУ-КУ, в которых предусмот­ рена возможность автономной работы ПТУ на расчетном режиме. Этого недостатка лишены некоторые другие типы ПГУ

4.3. Парогазовые установки со сбросом выхлопного газа ГТУ в парогенератор ПТУ

Тепловая схема парогазовой установки со сбросом выхлопного газа ГТУ в парогенератор (ПГУ-С) приведена на рис. 4.5. Выхлоп­ ной газ ГТУ (любого типа) направляется в топочное пространство парогенератора, в котором используется не вся отводимая от цикла ГТУ теплота Q2r, а лишь ее часть. Этой части теплоты соответству­ ет дополнительная мощность парогенератора.

Дополнительная тепловая мощность парогенератора может быть определена на основании закона сохранения энергии и представле­ на в следующем виде:

где Оисп — дополнительная тепловая мощность, используемая в па­ рогенераторе (ПГ); Ср,5_8) — средняя удельная изобарная теплоем­ кость выхлопного газа ГТУ в интервале температур Т, ...Т8.

Бинарность цикла ПГУ-С заключается в использовании теплоты выхлопных газов ГТУ для производства пара в ПГ, совершающего затем работу в паровой турбине. При неизменных параметрах и рас­ ходе генерируемого пара в результате подвода в ПГ дополнитель­ ной теплоты с выхлопными газами ГТУ снижается расход топлива GTn (каменноугольной пыли, мазута или природного газа), посту­ пающего в топку котла.

Отличительными особенностями цикла ПГУ-С по сравнению с циклом ПГУ-КУ являются следующие. Внешняя теплота ДО,, кото­ рая в цикле ПГУ-КУ выступает как дополнительная, в цикле ПГУ-С является основной. Дутьевой воздух перед поступлением в топоч­ ное пространство ПГУ-С нагревается уходящими из него дымовыми газами. Поэтому температура этих дымовых газов (см. рис. 4.5, се­ чения 7 и 8) поддерживается на уровне 140...150°С и не зависит, в отличие от ПГУ-КУ, от температуры питательной воды.