теплоэнергетика
.pdfРис. 9.8. Вид на внутреннюю поверхностьи горелки пламенной трубы камеры сгорания: 1 – горелочные модули; 2 – термостойкие керамические плитки; 3 – окна для прохода вторичного воздуха
Встроенные камеры сгорания имеют общий корпус с ГТУ. Они отличаются малыми габаритами по сравнению с выносными, что позволяет производить ГТУ в едином модуле, габариты которого дают возможность перевозить модуль ГТУ по железной дороге.
В то же время ГТУ со встроенными камерами сгорания более сложны при ремонтных работах и техническом обслуживании. В настоящее время в России разрабатываются и изготовляются ГТУ со встроенными камерами сгорания.
Пример газотурбинной установки со встроенными камерами сгорания, изготовленной ОАО «НПО «Сатурн» для Комсомольской ГРЭС, представлен на рис. 9.9.
Газотурбинный двигатель ГТД-110 производства ОАО «НПО «Сатурн» – первый российский газотурбинный двигатель большой мощности. На его основе создаются отечественные парогазовые установки ПГУ-325. Это один из самых крупных проектов в сфере отечественной парогазовой электроэнергетики.
Газотурбинный двигатель ГТД-110 является основным элементом блочно-комплектной газотурбинной энергетической установки ГТЭ-110 мощностью 110 МВт, которая предназначена для эксплуатации на электрических станциях в составе парогазовых установок или индивидуально в простом цикле для выработки электрической и тепловой энергии в базовом, полупиковом и пиковом классах использования.
151
Рис.9.9. Газотурбинный двигатель ГТД-110 (Ивановские ПГУ)
9.2.4. Конструкция воздушного компрессора
Воздушный компрессор – это турбомашина, к валу которой подводится мощность от газовой турбины; эта мощность передается воздуху, протекающему через проточную часть компрессора, вследствие чего давление воздуха повышается вплоть до давления в камере сгорания.
На рис. 9.10 показан ротор ГТУ, уложенный в опорные подшипники; на переднем плане хорошо виден ротор компрессора.
В современных ГТУ входной направляющий аппарат (ВНА) компрессора делают поворотным. Необходимость в поворотном ВНА вызвана стремлением не допустить снижения экономичности при снижении нагрузки ГТУ.
Дело заключается в том, что валы компрессора и электрогенератора имеют одинаковую частоту вращения, равную частоте сети. Поэтому, если не использовать ВНА, то и количество воздуха, подаваемого компрессором в камеру сгорания, постоянно и не зависит от нагрузки турбины, а изменить мощность ГТУ можно только изменением расхода топлива в камеру сгорания. Поэтому при уменьшении расхода топлива и неизменности количества воздуха, подаваемого компрессором, снижается тем-
152
пература рабочих газов и перед газовой турбиной, и за ней. Это приводит к очень значительному снижению экономичности ГТУ.
4 |
3 |
2 |
1 |
5 |
Рис. 9.10. Ротор воздушного компрессора ГТУ ALSTOM GT24: 1 – рабочие лопатки первой ступени; 2 – рабочие лопатки второй ступени; 3 –корпус воздушного компрессора; 4 – отверстия под шпильки фланцевого разъема; 5 – шейка вала под опорный подшипник
Поворот лопаток при снижении нагрузки на 25 – 30° позволяет сузить проходные сечения каналов ВНА и уменьшить расход воздуха в камеру сгорания, поддерживая постоянным соотношение между расходом воздуха и топлива. Установка входного направляющего аппарата позволяет поддерживать температуру газов перед газовой турбиной и за ней постоянной в диапазоне мощности примерно 100 – 80 %.
153
Контрольные вопросы
1.Что входит в состав основного оборудования ГТУ?
2.Изобразите простейшую схему открытой ГТУ со сжиганием топлива при постоянном давлении и опишите ее работу.
3.Назовите преимущества и недостатки ГТУ по сравнению с паротурбинной установкой и предпочтительные области их использования.
4.Как осуществляется привод компрессора ГТУ и какую примерную мощность от мощности газовой турбины он потребляет?
5.Как и по какой зависимости изменяется температура газов при расширении их в газовой турбине?
6.Назовите основные способы повышения КПД ГТУ.
7.С какой целью необходимо охлаждать элементы высокотемпературной газовой турбины?
8.До каких значений температуры необходимо охлаждать направляющие и рабочие лопатки газовой турбины?
9.Перечислите основные способы охлаждения сопловых и рабочих лопаток газовых турбин.
10.Для каких целей предназначены камеры сгорания ГТУ?
11.Назовите основные отличия встроенных камер сгорания от выносных.
12.Определите назначение входного направляющего аппарата (ВНА).
13.Укажите диапазон регулирования нагрузки ВНА и принцип его работы.
154
Раздел 10. Парогазовые установки
10.1. Понятие о парогазовых энергетических технологиях
Основной характеристикой, показывающей эффективность работы теплового двигателя, является термический КПД идеального обратимого цикла Карно при средних температурах подвода и отвода теплоты в этом двигателе. Газотурбинные двигатели имеют очень высокую температуру подвода теплоты в цикл. Температура продуктов сгорания на входе в газовую турбину у современных ГТУ достигает 1400 °С или 1673 К. В то же время температура уходящих из турбины газов достаточно велика и составляет в среднем 550 оС или 823 К. Таким образом,
термический КПД идеального обратимого цикла Карно ГТУ в среднем не превышает ηtГГУ = 1 – Т2 / Т1 = 1 – 823 / 1 673 =
= 0,508 или 50,8 %. Реальный же средний КПД современных ГТУ составляет 36 – 39 %.
Проведя аналогичные рассуждения для оценки паротурбинного цикла современных конденсационных ТЭС, можно определить, что температура пара на входе в турбину составляет 540 оС или 813 К, а температуру конденсации водяных паров после турбины можно в среднем принять 27 оС или 300 К. Сле-
довательно, термический КПД идеального обратимого цикла
Карно ПТУ составит
ηtПТУ = 1 – Т2 / Т1 = 1 – 300 / 813 = 0,63 (63%)
Реальный же КПД современных конденсационных блочных ПТУ составляет 41 – 42 %.
Таким образом, очевидно, что температурный уровень рабочего тела в ГТУ значительно выше, чем в ПТУ, и, следовательно, продукты сгорания, прошедшие газовую турбину и имеющие температуру на уровне 520 – 580 оС, вполне могут быть использованы в паротурбинном цикле для получения пара высоких параметров с дальнейшим направлением его на вход паровой турбины. Идея объединения двух циклов в одной установке родилась несколько десятилетий назад, но в силу целого ряда технологических ограничений реальное воплощение парогазовых технологий началось только в 70 – 80-е гг. ХХ в.
В парогазовых установках совмещены газотурбинный и паротурбинный циклы. В ГТУ продукты сгорания при температуре до 1400 °С подаются на вход газовой турбины и, совершив работу, покидают её при температуре в среднем 550 °С. Эти высокотемпературные газы далее направляются в специальный теплообмен-
155
ник (котел-утилизатор), в котором отдают свою теплоту рабочему телу ПТУ (воде - пару). По ходу движения через поверхности нагрева котла-утилизатора (КУ) вода превращается в перегретый пар высокого давления с температурой 510 – 520 °С. Далее перегретый пар проходит через паровую турбину, совершая работу, и направляется в конденсатор, где конденсируется при температуре 25 – 35 °С. Газы покидают КУ с температурой 100 – 120 оС и направляются в дымовую трубу.
Термический КПД идеального обратимого цикла Карно ПГУ определяется двумя температурами: температурой Т1 продуктов сгорания на входе в газовую турбину и температурой отвода теплоты в конденсаторе паровой турбины – Т2:
ηtПГУ = 1 – Т2 / Т1. |
(10.1) |
При принятых выше температурах Т1= 1 400 °С, или 1673 К, и Т2 = 27 °С, или 300 К, предельное значение термического КПД идеального обратимого цикла Карно ПГУ составит ηtПГУ = = 1 – Т2 / Т1 = 1 – 300 / 1 673 = 0,82 или 82 %. Полученное значение КПД ПГУ существенно выше значений КПД газотурбинного и паротурбинного
циклов.
Реальные циклы ПГУ отличаются от идеальных рядом особенностей, среди которых можно отметить возрастание энтропии в процессах сжатия и расширения рабочих тел, возможность теплообмена лишь при наличии определенно-
Рис. 10.1. Простейшая схема ПГУ утилиза- |
го |
температурного |
||
напора, ограниченное |
||||
ционного типа:1 – компрессор ГТУ; 2 – ка- |
||||
число |
ступеней под- |
|||
мера сгорания ГТУ; 3 – газовая турбина; 4 – |
||||
вода теплоты к газо- |
||||
электрический генератор ГТУ;5 – котел– |
||||
утилизатор;6 – питательный насос; 7 – па- |
вой части ПГУ и др. В |
|||
ровая турбина; 8 – электрический генератор |
энергетике |
реализо- |
||
ПТУ;9 – конденсатор |
ван |
ряд |
тепловых |
156
схем ПГУ, имеющих свои особенности и различия в технологическом процессе.
Наибольшее распространение получили схемы ПГУ утилизационного типа с котлом-утилизатором (рис. 10.1). В этой схеме топливо подается в камеру сгорания (КС) 2 ГТУ, из которой продукты сгорания направляются в газовую турбину 3, а из неё в котел - утилизатор (КУ) 5. На валу газовой турбины находятся компрессор 1 и электрический генератор 4. Энергия вращательного движения ротора газовой турбины распределяется между компрессором и электрогенератором примерно поровну.
В котлеутилизаторе продукты сгорания последовательно проходят пароперегревательные, испарительные и экономайзерные поверхности нагрева. Внутри трубных систем поверхностей нагрева движутся вода, пароводяная смесь и перегретый пар, который направляется на вход паровой турбины. В паровой турбине пар совершает работу, передаваемую ротору турбины, а затем энергия вращения ротора передается электрическому генератору, который вырабатывает электроэнергию.
Таким образом, и газовая и паровая турбины развивают определенную мощность, и в итоге общая электрическая мощность ПГУ
NэПГУ = NэГГУ + NэПТУ, |
(10.2) |
где NэГГУ, NэПТУ – электрические мощности электрогенераторов газовой и паровой турбин.
10.2. Принципиальные схемы ПГУ
Парогазовыми называются энергетические установки, в которых теплота уходящих газов ГТУ прямо или косвенно используется для выработки электроэнергии в паротурбинном цикле.
На рис. 10.2 показана принципиальная схема одноконтурной парогазовой установки утилизационного типа. Уходящие газы ГТУ поступают в котел-утилизатор 8 – теплообменник противоточного типа, в котором за счет тепла горячих газов генерируется пар, направляемый в паровую турбину 5.
В этих установках топливо подается в КС 3 ГТУ, в неё же направляется сжатый в компрессоре 1 воздух. Процессы сжатия в компрессоре воздуха 1 – 2, сгорания топлива 2 – 3 и расширения продуктов сгорания в газовой турбине 3 – 4 проиллюстрированы на рис. 10.3 в Т, s - диаграмме.
157
Рис. 10.2. Принципиальная схема одноконтурной ПГУ утилизационного типа: 1 – компрессор; 2 – газовая турбина; 3 – камера сгорания; 4 – электрогенератор; 5 – паровая турбина; 6 – конденсатор паровой турбины; 7 – питательный насос; 8 – котел-утилизатор; 9 – экономайзер; 10 – барабан; 11 – верхний коллектор; 12 – нижний коллектор; 13 – пароперегреватель; 14 – испарительные поверхности нагрева
Далее выходящие из ГТУ газы направляются в котелутилизатор, где значительная часть теплоты (процесс 4 – 5) передается пароводяному рабочему телу и генерируется перегретый пар, который поступает в паровую турбину.
В котле-утилизаторе и паровой турбине реализуется цикл Ренкина для ПТУ a–b–с–d–e–f–a. Потеря теплоты с уходящими газами ограничивается только площадью 1’-1-5-5’. Для максимальной утилизации теплоты газов в котле-утилизаторе поддерживают минимальные значения температурных напоров θ1 и θ2 между температурой газов и температурами воды, пароводяной смеси и перегретого пара. Температура уходящих газов котла-утилизатора колеблется в диапазоне 100 – 120 °С при работе на природном газе. Электрический КПД ПГУ брутто с КУ можно определить по формуле
ηэПГУ = (NэГГУ + NэПТУ ) / Qс , |
(10.З) |
г |
|
где Qгс – теплота сгорания топлива, сжигаемого в КС ГТУ, кВт.
Следует отметить, что измерение теплоты сгорания топлива в кВт можно представить как тепловую мощность, получаемую при сжигании единицы массы условного топлива в единицу времени. Например, при сжигании 1 кг в секунду условного топлива с тепло-
158
той сгорания 29 307 кДж развивается тепловая мощность
29 307 кВт.
На рис.10.3 в процессах 4 – 1 и b-c-d-e показано изменение температур рабочих тел при их движении в поверхностях нагрева КУ. Температура продуктов сгорания плавно снижается от значения в точке 4 (на входе в ко- тел-утилизатор) до
значения tух (в точке 5), температуры уходящих газов. Движущаяся навстречу питательная вода повышает свою температуру в экономайзере (процесс b
– c) до температуры кипения (точка с). С этой температурой вода поступает в испаритель-
ную поверхность нагрева. В ней происходят испарение воды и генерация пара. При этом её температура не изменяется (процесс с – d). В точке d рабочее тело находится в виде сухого насыщенного пара. Далее в пароперегревателе происходит его перегрев до значения t0 (точка е).
Образующийся на выходе из пароперегревателя пар направляется в паровую турбину, где, расширяясь, совершает работу (процесс e – f). Из турбины отработанный пар поступает в конденсатор, конденсируется (процесс f – a) и с помощью питательного насоса 7, повышающего давление питательной воды (процесс a – b), вновь направляется в котел-утилизатор.
Котел-утилизатор представляет собой шахту прямоугольного сечения (рис. 10.2), в которой размещены поверхности нагрева, образованные оребренными трубами, внутрь которых подается
159
рабочее тело паротурбинной установки (вода или пар). В простейшем случае поверхности нагрева котла-утилизатора состоят из трех элементов: экономайзера 9, испарителя 14 и пароперегревателя 13.
Центральным элементом КУ является контур циркуляции испарительных поверхностей нагрева, состоящий из бараба-
на10 (длинного цилиндра, заполняемого наполовину водой), не-
скольких опускных труб, нижнего 11 и верхнего 12 коллекто-
ров и вертикальных труб собственно испарительных поверхностей 14. Испарительные поверхности работают на принципе естественной конвекции. Испарительные трубы находятся в зоне высоких температур, поэтому в них вода нагревается, частично испаряется и превращается в пароводяную смесь (ПВС), которая имеет меньшую плотность, чем вода в опускных трубах. Благодаря наличию разности плотностей воды и ПВС происходит движение в контуре циркуляции. Пароводяная смесь направляется в барабан, где разделяется на воду и насыщенный пар. Насыщенный пар собирается в верхней части барабана и направляется в трубы пароперегревателя 13. Расход пара из барабана 10 компенсируется подводом воды из экономайзера 9. При этом поступающая вода, прежде чем испариться полностью, многократно пройдет через испарительные трубы. Поэтому описанный котел-утилизатор называется котлом с есте-
ственной циркуляцией.
В экономайзере происходит нагрев поступающей питательной воды до температуры, на 10 – 20 °С меньшей, чем температура насыщения в барабане, полностью определяемая давлением в нем. Из барабана сухой насыщенный пар поступает в пароперегреватель, где перегревается сверх температуры насыщения. Температура получаемого перегретого пара t0 всегда, конечно, меньше, чем температура газов tГ, поступающих из газовой турбины (обычно на 25 – 30 °С).
Таким образом, принципиальное отличие паросиловой уста-
новки (ПСУ) ПГУ от обычной паротурбинной установки (ПТУ)
ТЭС состоит только в том, что топливо в котле-утилизаторе не сжигается, а необходимая для генерации перегретого пара теплота берется от уходящих газов ГТУ. Однако сразу же необходимо отметить ряд важных технических отличий паротурбинной установки ПГУ от ПТУ ТЭС.
Во-первых, температура уходящих газов ГТУ tгаз практически однозначно определяется температурой газов перед газовой
160